Capítulo 10. Desarrollo de una Súper Red: conceptos y casos de estudio

capítulo 10

Desarrollo De una súper reD: ConCeptos y Casos De estuDio

christian von Hirschhausen 1

i. introDuCCión

El aprovechamiento eficaz de las fuentes renovables requiere del transpor-te hasta los centros de consumo de la energía generada a partir de ellos. a ve-ces, dentro del debate regulatorio sobre los objetivos renovables, se subestima la dificultad de esta tarea. las fuentes de energía renovable solamente serán «combustible caído del cielo» si sus productos derivados, principalmente la electricidad, son suministrados a demanda de los consumidores finales. En este contexto, el concepto de «Súper Red», o una «red de transporte superpues-ta», está siendo objeto de un intenso debate a ambos lados del atlántico. Este concepto ha sido llevado al centro del debate gracias al énfasis político que se le ha dado a las futuras cuotas de mercado que deben tener los recursos ener-géticos renovables a gran escala (l-RES, por sus siglas en inglés) en un mundo con restricciones sobre el co2. además, recientemente china ha comenzado a desarrollar proyectos de transporte de energía de alta tensión con corriente continua a larga distancia (HVDc, por sus siglas en inglés) para trasladar más

1 Este capítulo se basa en el programa de investigación «Mercados Eléctricos» de la tu Dresden; el autor agradece a Jonas Egerer y el proyecto de estudio «2050» como investigación de fondo, y Florian leuthold, christina Beestermöller, Johannes Herold, Robert Wand y Hannes Weigt por los comentarios y sugerencias; gracias también a los dos árbitros por sus comentarios constructivos. Se aplican las exenciones de responsabilidad típicas.

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energía hidroeléctrica desde el centro del país hacia los centros de consumo en la costa Este. Sin embargo, mientras se acelera el debate político, creemos que los pros y los contras de las «Súper Redes» han de ser evaluados objetivamen-te, y las distintas perspectivas, a veces contrapuestas, deben verse desde una perspectiva comparativa.

En este capítulo se discuten asuntos relacionados con el desarrollo de las Súper Redes que están siendo debatidos en la actualidad en el contexto del aprovechamiento de las energías renovables. por «Súper Red» nos referimos a la implantación de redes superpuestas de corriente alterna o corriente conti-nua de alta tensión (HVDc o HVac, por sus siglas en inglés) sobre las redes existentes de corriente alterna (ca), con el objetivo de integrar los recursos renovables a gran escala (l-RES) en la red. En este capítulo no trataremos la conexión de las renovables a las redes de baja tensión existentes, el equili-brio del sistema, ni otros temas operativos a nivel de las redes locales de baja tensión. En su lugar, se destacan conceptualmente, y empleando un conjunto de conceptos ya existentes sobre las potenciales Súper Redes, algunos de los temas clave. Se hace una distinción entre los estudios mayoritariamente centrados en el aprovechamiento de las renovables, tales como el plan Solar Global, y aquellos que hacen mayor énfasis en los componentes de red, tales como el plan para un Sistema conjunto coordinado, desarrollado para un grupo de operadores del sistema de norte américa. Es clara una relación inversa en estos estudios: cuanto más se centran en las Súper Redes y los obstáculos para desarrollar una infraestructura de transporte adecuada, me-nos tienden a apoyar este tipo de sistemas de transporte, argumentando en su lugar a favor del desarrollo de soluciones regionales más descentralizadas (sección ii).

a pesar de que generalmente se acepta que el desarrollo de la red es ne-cesario para provechar los l-RES, a la fecha, pocos investigadores han anali-zado detalladamente los aspectos económicos y técnicos de los proyectos de expansión a ambos lados del atlántico. la idea de unir los mercados eléctricos europeos con los potenciales renovables en la región de oriente Medio y Áfri-ca del norte (MEna, por sus siglas en inglés) a través del transporte HVDc es particularmente interesante y se presenta como un caso de estudio en la sección iii. El plan de interconexión de la Súper Red EEa-MEna (asocia-ción Económica Europea-oriente Medio y África del norte) para 2050 es una variante del proyecto Desertec y el plan Solar Mediterráneo (MSp, por sus siglas en inglés), pero con sus propias características distintivas. por eso, ade-más de incluir distintos cómputos de las cantidades de electricidad termosolar importadas desde la región MEna a Europa, mediante la construcción de una Súper Red, en dicha sección también se consideran los recursos hidráulicos y de eólica marina de Europa del norte y se descubre que la consideración de un mercado europeo real de la energía renovable cambia la topología óptima

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DESaRRollo DE una SúpER RED: concEptoS y caSoS DE EStuDio 311

de la Súper Red de manera significativa, evolucionando hacia la concentración regional. también se resalta un importante dilema de distribución que surge a raíz de la implantación de nuevas líneas de transporte entre los «ganadores», quienes se benefician de la caída de sus precios energéticos, y los «perdedo-res», quienes enfrentan a mayores precios.

la sección iV hace énfasis sobre varios aspectos críticos para el desarro-llo posterior de las Súper Redes. la inversión en transporte ha sido problemá-tica, tanto en EEuu como en la uE, y el desarrollo de una Súper Red conlle-va retos a largo plazo aún más complejos para la industria y los reguladores. En el caso de la industria, ha de encontrase un equilibrio entre las inversiones lucrativas en activos de generación y transporte y los riesgos económicos, políticos y regulatorios que conllevan. los reguladores, por su parte, se en-frentan al reto de tener que diseñar instrumentos y marcos regulatorios que permitan lograr objetivos a muy largo plazo dadas la elevada incertidum-bre y los incentivos, sustancialmente distintos, entre los agentes implicados: incentivos a nivel federal vs. nivel regional, productores vs. consumidores, etc. Sorprendentemente, se ha prestado poca atención a los mecanismos de planificación a largo plazo, que suponen un elemento crítico en proyectos tan complejos. aquí se concluye que la planificación y la regulación están fuertemente relacionadas con la financiación, y que la estructura óptima de organización de una Súper Red aún no ha sido identificada. Esta sección también incluye una interpretación política económica de los obstáculos a superar, entre otros, los mecanismos de compensación entre los ganadores y perdedores potenciales.

la sección V culmina este capítulo con un tono escéptico: las conclusiones presentadas calman el entusiasmo que generalmente acompaña a los conceptos relacionados con las Súper Redes; a pesar de que los objetivos subyacentes a su desarrollo están bien fundamentados, el elevado número de obstáculos hacen que su llegada inminente sea poco probable. En su lugar, parece más razonable centrarse en un enfoque por etapas, de abajo arriba, por el cual la expansión del transporte sigue un camino gradual más convencional.

ii. proyeCtos De súper reDes en eeuu y europa/ÁfriCa Del norte

1. tipología de las «súper redes»

El concepto de Súper Redes está muy ligado a los intentos de explotar recursos dispersos de energías renovables y con ello abrir camino hacia un sistema eléctrico bajo en emisiones de co2. todos los estudios sobre siste-mas energéticos sostenibles reconocen la necesidad de obtener transporte de

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alta tensión a gran escala. Jacobsen y Delucchi (2009) han esbozado «una vía hacia la energía sostenible en 2030 en la que las tecnologías eólica, solar e hidráulica proporcionarían el 100% de la energía mundial, eliminando todos los combustibles fósiles». Esta visión también incluye un sector de transporte sin emisiones de co2. Sus autores resaltan la importancia del transporte dado que «todas las naciones necesitan estar dispuestas a invertir en un sistema de transporte robusto de larga distancia que pueda transportar grandes cantida-des de energía generada por tecnologías solares, eólicas e hidráulicas desde regiones remotas, en las que a menudo se concentran los mayores potenciales —como las Grandes llanuras para la eólica y el desierto en el Suroeste para la solar en EEuu— hacia los centros de consumo, generalmente en las ciuda-des» (p. 65).

a pesar de que no existe una definición exacta del término «Súper Red», este capítulo sigue la propuesta de Jacobsen y Delucchi respecto a lo que se requiere en términos de capacidad de transporte para implementar un siste-ma energético viable basado en las renovables a gran escala. De manera más general, existe una tendencia común a considerar las «Súper Redes» como un sinónimo de redes eléctricas transcontinentales, que enlazan las redes de alta tensión existentes. asimismo, el término «red de transporte superpuesta» se emplea para caracterizar una cartera de ampliaciones de transporte de alta tensión sobre las redes eléctricas existentes que en su conjunto sirven para unir regiones y mercados enteros (Kraupa, 2009; Midwest iSo et al., 2008). por ello, las Súper Redes se caracterizan por:

• Flexibilidad en el equilibrio del sistema.• Gran capacidad para el transporte de energía a gran escala.• Largas distancias geográficas.

además de las tecnologías de corriente alterna (ca) reinantes en el trans-porte de energía, las tecnologías HVDc y los Sistemas Flexibles de trans-porte por corriente alterna 2 (FactS, por sus siglas en inglés) están siendo empleadas cada vez más en las Súper Redes. Estos sistemas híbridos pueden mejorar la capacidad de transporte y la estabilidad del sistema al evitar los sistemas de corriente alterna que soportan cargas elevadas. la relevancia de estas características aumenta con la posible integración a gran escala de capa-cidad de generación renovable que conlleve mayores fluctuaciones en las car-gas. además, la generación de energía es cada vez más dispersa y un volumen creciente de la capacidad de generación está situado lejos de los centros de

2 De acuerdo a la iEEE (1997), los FactS se definen como «sistemas de transporte por corriente alterna que incorporan controladores de energía electrónicos y otros controles estáticos para aumentar la manejabilidad y la capacidad de transporte de energía». los FactS comprenden una gama de tecnologías que se emplean para estabilizar la frecuencia, controlar los flujos de energía reales y reactivos o para com-pensar y gestionar los flujos energéticos reales. al mejorar la estabilidad estática de un sistema de transpor-te multilineal, los FactS pueden aumentar el flujo energético en las líneas de ca existentes.

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demanda, lo que implica mayores distancias de transporte. En este contexto, el HVDc ofrece dos ventajas importantes sobre las tecnologías de corriente alterna:

• Por una parte, se pueden transportar mayores volúmenes de energía en cada línea. consecuentemente, se necesitan menos líneas, lo cual es un factor importante para la aceptación pública de los nuevos proyectos de transporte, que suele ser baja («no en mi patio trasero»).

• Por otro lado, las líneas HVDC presentan menores pérdidas de energía en largas distancias, como muestra la tabla 1. a pesar de las mayores inversio-nes iniciales de los HDVc y FactS, estas características hacen que el trans-porte de energía a gran escala (≥ 1.000 MW) en corriente continua resulte más económico que el transporte en corriente alterna, para distancias de más de 600 km (claus et al., 2008). la tecnología de transporte HVDc evoluciona rápidamente, permite cruzar tramos de agua de mayor longitud y no requiere la sincronización de fases 3.

tabla 1

Características de las tecnologías de transporte a alto voltaje

Voltaje 735 kV CA 500 kV CC 800 kV CC

pérdidas de Energía por cada 1.000 km de línea 6,7% 6,6% 3,5%

capacidad de transporte 3 GW 3 GW 6.4 GW

Fuente: Siemens (2009, p. 4).

los diversos enfoques sobre el desarrollo futuro de las Súper Redes se pueden clasificar atendiendo a criterios técnicos, económicos o institucionales. para estructurar el debate subsiguiente diferencia entre la generación de elec-tricidad y su transporte:

• Generación: proyectos de Súper Redes basados en una fuente de genera-ción renovable (fuente única), y aquellos que integran un conjunto de l-RES (múltiples fuentes);

• Transporte: ampliación gradual de la red de ca existente con líneas energéticas locales e interregionales adicionales, o cambios radicales que in-cluyen una red de transporte superpuesta con «autopistas» de varios GW que interconectan continentes enteros.

3 Se puede conectar a una red de ca a través una estación de conversión, empleando convertidores de fuentes de corriente convencionales conmutados en línea (cSc), o convertidores de fuente de voltaje auto-conmutados (VScs). Estos últimos están basados en transistores bipolares de puerta aislada (iGBt) y pueden ajustarse a los flujos de carga. Estos componentes también ofrecen capacidad de arranque en negro. Mientras que el HVDc tradicional se limitaba en mayor medida al funcionamiento de punto-a-punto, los VScs permiten que los sistemas HVDc funcionen en estructuras más complejas. Este avance ofrece la posibilidad de crear redes superpuestas completas de transporte HVDc como una Súper Red.

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Basándose en estos criterios, la tabla 2 clasifica los principales enfoques y conceptos existentes para EEuu y Europa. El repaso siguiente comprende estudios con diferentes niveles de detalle y enfoques, desde ideas conceptuales hasta cálculos más detallados. las siguientes secciones exponen algunos de los enfoques más relevantes sobre las Súper Redes. El debate sigue la estructura presentada en la tabla 2, comenzando con los proyectos de EEuu y siguiendo con los proyectos en Europa/África del norte.

tabla 2

estudios para la integración a gran escala de las fuentes de energía renovables

Enfoque Geográfico

Continental Regional

Fue

nte

Ene

rgét

ica Ú

nica

Zweibel et al. (2008): • Grand Solar Plan

trieb et al. (2009):

• Characterization of Solar Electri-city Import Corridors from MENA to Europe («Desertec», Mediterra-nean Solar Plan)

airtricity (2006):

• European Offshore Super Grid Proposal

Midwest iSo et al. (2008):

• Joint Coordinated System Plan 2008

office for Metropolitan architecture (2009)

• Masterplan Zeekracht

Múl

tipl

e

trieb et al. (2006):

• Trans-Mediterranean Interconnec-tion for Concentrating Solar Power

aWEa, SEia (2009) 1:

• Green Power Superhighways

Krapels (2009):

• Integrating 200,000 MWs of Re-newable Energy into the U.S. Power Grid

Egerer et al. (2009):

• EEA – MENA Super Grid 2050

Fuente: Elaboración propia.1 Este estudio se basa en otro estudio únicamente eólico para los EE.uu., ver aEp (2007).

2. proyectos de «súper redes» en los eeuu 4

a) ¿Proporcionar energía a los EEUU desde el sol? El Plan Solar Global

Zweibel et al. (2008) y Fthenakis et al. (2009) desarrollan una visión de una Súper Red basada en la energía solar por todo EEuu, llamada el «plan Solar Global». Básicamente, consiste en la combinación de instalaciones fo-tovoltaicas distribuidas entre diferentes áreas, y sistemas termosolares en el

4 para otros proyectos de Súper Redes en EEuu, ver el estudio de tierney (2008).

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Suroeste, donde se podría aprovechar la mayor irradiación solar media de los EEuu (figura 1). El plan Solar Global también incluye una cantidad consi-derable de instalaciones de almacenamiento de energía por aire comprimido (caES, por sus siglas en inglés) situados cerca de la demanda. nuevas líneas HVDc conectarían el Suroeste con el resto de los EEuu

las tecnologías, la escala, el aprendizaje y otros factores de un proyecto de esta envergadura son considerables: deberían instalarse 2.940 GW de pa-neles fotovoltaicos mediante un «plan energético nacional construido basado en la energía solar». las mejoras de eficiencia de los paneles de lámina del-gada desde un 10% hasta el 14% y la reducción de los costes de instalación (de $4 W a $1,2 W en 2050) llevarían a unos costes eléctricos globales de $0,05 KWh. también se espera un desarrollo parecido para la termosolar, pero a una escala algo menor: los 558 GW acumulados en 2050 proporcionarán costes de instalación decrecientes desde $5,30 W hasta $3,70 W. De esta ma-nera, los costes de generación eléctrica termosolar caen hasta 0,09$ kWh. En 2050, la energía solar proporcionará el 35% de la energía total y el 70% de la electricidad consumida en los EEuu. En caso de que fuera implementado, el plan Solar Global reduciría sustancialmente el consumo de combustibles fósi-les, las emisiones de co2, y la dependencia de las importaciones de los EEuu.

figura 1

radiación solar en eeuu

Fuente: Zweibel et al. (2008, 53).

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los costes totales del plan suman $420.000 millones hasta 2050 5. Fthenakis et al. (2009) se concentran en la viabilidad de la visión planteada por Zweibel et al. (2008). para ello, mejoran la propuesta de un plan de implementación en dos etapas: la Etapa i (desde hoy hasta 2020) que incluye un plan de diez años para el despliegue solar y un programa de incentivos que incluye préstamos garantizados, un portafolio de energía solar mínimo vinculante para las empre-sas eléctricas y un plan de tarifas primadas. la estimación de los costes es de $300.000 millones; esta cantidad aseguraría la transición hacia un crecimiento sostenido por sí mismo a partir de 2020 en los mercados fotovoltaico y termo-solar. Sin embargo, la Etapa ii, de 2020 a 2050, debería incluir el compromiso de realizar programas de desarrollo anuales para mantener el crecimiento de las tecnologías renovables.

Resulta evidente que el transporte HVDc es una parte crucial del plan Solar Global, dado que el 90% de la producción de energía solar planeada está situada en el Suroeste. con la vista puesta en el transporte, el plan Solar Global propone un enfoque radical: una estructura de transporte de energía HVDc completamente nueva. Resulta interesante que no se considere necesa-rio ningún avance tecnológico importante. Durante la Etapa i (de aquí a 2020), tendría lugar la primera expansión del sistema de transporte en corriente con-tinua (cc), ampliando la red a través de los derechos de paso existentes a lo largo de los corredores formados por las autopistas interestatales, lo cual mini-mizaría la adquisición de tierras y los obstáculos legales (Zweibel et al., 2008, 54) 6. En la Etapa ii (2020-2050), tendrían lugar las expansiones restantes. las compañías de transporte HVDc no necesitarían recibir subsidios, ya que «fi-nanciarían la construcción de las líneas y las estaciones transformadoras tal y como financian las líneas de ca actualmente, mediante los ingresos derivados de la distribución de electricidad» (Zweibel et al., 2008, 57) 7.

Sin embargo, hay tres asuntos que los autores no consideraron. primero, el papel de otros l-RES, tales como la energía eólica en las Grandes llanuras, ya que de esta manera están infravalorando el papel de los competidores potencia-les respecto a la energía solar. En este contexto, parece cuestionable suponer que la mayor parte del abastecimiento energético de EEuu hasta 2050 pro-vendrá de la energía solar generada en el Suroeste. Segundo, la planificación del transporte a nivel nacional juega un papel clave, sin embargo Fthenakis et

5 El plan Solar Global se extiende incluso hasta el final de este siglo: para 2100, los l-RES podrían generar el 100% de la electricidad de EEuu y más del 90% de su energía total (Zweibel et al., 2008, 56).

6 «Esta estructura alcanzaría los principales mercados en phoenix, las Vegas, los angeles y San Die-go en el oeste, y San antonio, Dallas, Houston, nueva orleans, Birmingham (alabama), tampa (Florida) y atlanta en el Este» (idem).

7 para una distancia media de transporte de 1.500 millas, un convertidor por línea, y un factor de utilización de la capacidad del 27%, Fthenakis et al. (2009) estimaron un coste nivelado de transporte del $ 0,024 kWh en promedio. los costes de inversión y funcionamiento para el transporte se incluirán en los derechos de los promotores de la red.

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al. (2009) sólo proporcionan una visión del transporte HVDc para el Suroeste de los EEuu (p. 392). además, la estructura de su red de transporte HVDc superpuesta no tiene en cuenta las instalaciones de almacenamiento, que tam-bién representan un elemento fundamental del plan. tercero, hasta ahora no se ha incluido un análisis económico de los efectos sobre el bienestar y de sus beneficios.

b) Cuando el viento sopla en el este: 20% de integración de la energía eólica en la interconexión del este de EEUU

El plan conjunto del Sistema coordinado de 2008 (JcSp por sus siglas en inglés) contiene un plan de expansión regional del transporte basado en la energía eólica que fue desarrollado por los operadores del sistema de Midwest iSo (MiSo), la interconexión pensilvania-nueva Jersey-Maryland (pJM), el pool Energético del Suroeste (Spp), la autoridad del Valle de tennessee (tVa), el pool Energético del Área central del continente (Mapp), y algu-nos miembros importantes de la corporación para la confiabilidad del Sureste (SERc). El JcSp evalúa diferentes escenarios de una red superpuesta en el año 2024 para la interconexión del Este. Se ha modelado una red de transporte superpuesta óptima para dos escenarios, con distintos desarrollos de la capaci-dad de generación de energía: i) un escenario de referencia, y ii) un escenario en el que la energía eólica supone un 20% sobre el total. En ambos escenarios, la red de transporte superpuesta incluye líneas HVDc de 800 kV así como líneas de ca de 765, 500 y 345 kV, pero la expansión de la red es distinta. El escenario de referencia asume que los requisitos del RpS (Renewable portfo-lio Standard) actual se logran en 2024 gracias a los recursos eólicos terrestres locales. El escenario eólico asume un crecimiento significativo de la capacidad de producción eólica, hasta proporcionar el 20% del consumo energético de la interconexión del Este de EEuu 8. los resultados y supuestos principales de ambos escenarios, se presentan en la tabla 3.

El escenario de referencia sugiere principalmente que se realicen extensio-nes de líneas de 345 kV en el noroeste 9. los análisis preliminares muestran que los beneficios potenciales derivados de la reducción de los costes ener-géticos para los consumidores en el Este son superiores a los costes a nivel interregional agregado, que serían, aproximadamente, unos $50.000 millones,

8 para un estudio global sobre la integración eólica a gran escala en EEuu, consultar el plan de trans-porte de american Electric power (aEp, 2007), a petición de la asociación americana de Energía Eólica, que sugiere un red superpuesta de ca a 765 kV.

9 líneas de ca de 765 kV y dos líneas de cc de 800 kV conectan el Medio oeste y la costa Este, con los refuerzos principales entre Massachusetts y nueva Jersey. las dos líneas HVDc se alimentan de líneas adicionales de cc de 400 y 800 kV. además, líneas de doble circuito de ca 500 kV fortalecen la red existente en oklahoma, y conectan arkansas y alabama así como Maryland y nueva york. una nueva línea de doble circuito de 345 kV será construida en nueva york.

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en comparación con la configuración actual de la red. El escenario con un 20% de energía eólica presenta niveles significativamente mayores de capacidad de transporte en alta tensión (ver figura 2). aproximadamente, el 75% de la red de transporte superpuesta consistiría en líneas de ca de 765 kV o líneas de cc de 800 kV. Siete grandes líneas de HVDc transportarían la electricidad generada por las plantas renovables y térmicas del Medio oeste a los centros de demanda en el Este y el Sureste, apoyadas por una red de líneas de ca de 345 y 500 kV así como alguna línea de alimentación de cc de 800 kV.

El escenario de elevada penetración de renovables propuesto para la plani-ficación del transporte (de acuerdo a procesos metodológicamente avanzados) puede ser evaluado críticamente en lo concerniente a la concentración de eóli-ca terrestre. tanto el potencial hidráulico canadiense como la capacidad eólica marina deberían estar mejor reflejadas en dicho escenario para determinar la expansión futura de la red de transporte. Midwest iSo et al. (2008) también recomendaron que los análisis futuros deberían prestar mayor atención a los escenarios de generación energética local y descentralizada en lugar de cen-trarse en la producción y transporte a larga distancia; esto afectaría a los tipos, las ubicaciones y los costes de las infraestructuras necesarias y podría cambiar los beneficios sociales que conllevan.

tabla 3

principales supuestos y resultados de los escenarios del JCsp’08

Escenario de Referencia Escenario Eólico

Porcentaje Porcentaje

nueva expansión de la capacidad de gene-ración [MW]

Eólica 58,000 31% 229,000 67%

t. de Vapor de carga base

76,800 40% 37,200 11%

t.c. de Gas 49,200 26% 69,600 20%

c.c. de Gas 4,800 3% 4,800 1%

otros fósiles 1,200 1% 1,200 0%

total 190,000 100% 341,800 100%

Red de transporte su-perpuesta [millas]

HVac 7,109 71% 6,898 48%

HVDc 2,870 29% 7,582 52%

total 9,979 100% 14,480 100%

coste de capital del transporte [millones de $ de 2024]

líneas de transporte

Superpuestas

42,159 72,825

Subestaciones de transporte

6,401 7,074

Fuente: Midwest iSo et al. (2008, p. 6).

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figura 2

red de transporte superpuesta figurada para el escenario de energía eólica del JCsp’08

Fuente: Midwest iSo et al. (2008, p. 9).

C) Integración de la energía eólica, solar y biomasa

aWEa y SEia (2009) y Krapels (2009) son ejemplos destacados de es-tudios sobre múltiples fuentes, centrados en las energías solar y eólica y, en menor medida, geotérmica y de biomasa. al contrario que el proyecto del plan Solar Global, Krapels adopta un enfoque regional de abajo arriba sobre la ex-pansión de la red de transporte, basándose en la creencia de que «la estructura y el gobierno de la industria energética en los EEuu recae en las líneas regio-nales, lo cual sugiere intensamente que los esfuerzos destinados a lograr ob-jetivos medioambientales deberían tener un alcance regional» (Krapels, 2009, 4). la diversidad de intereses de los Estados, de sus alineamientos políticos, y de sus recursos, sugieren que cualquier política federal debería establecer úni-camente objetivos amplios, y permitir que los Estados y regiones se encarguen de determinar cómo se conseguirán dichos objetivos.

El análisis de Krapels supone que un RpS nacional del 20% requeriría aproximadamente 200.000 MW de capacidad de generación entre la eólica,

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la solar y la biomasa. Esto, a su vez, necesitaría una inversión significativa en instalaciones de generación, y una revisión de los sistemas de transporte que permitiese llevar la energía renovable al mercado y «conseguir los siguientes objetivos:

1. En las costas Este y oeste, conectar los recursos eólicos cercanos, tanto terrestres como marinos, a los centros de población.

2. En el Medio oeste y el Suroeste, conectar los recursos eólicos de me-jor calidad a los centros de población interiores, a ambos lados de la división continental.

3. En texas, conectar los recursos eólicos y solares al norte y al oeste con los centros de población en el centro y en el Sur.

4. y en el Sur, donde los recursos eólicos son escasos, permitir que las plantas nucleares cuenten para el cumplimiento de los objetivos del RpS y de emisiones de co2» 10.

Krapels rechaza la viabilidad política y económica de una «Superautopista Eléctrica» de costa a costa y argumenta a favor de una serie de iniciativas de los Estados costeros que, básicamente, reducen la superautopista a un área más pequeña, complementadas con un sistema que permite que los Estados costeros exploten los recursos eólicos terrestres y marinos cercanos (ver figu-ra 3). Este complemento costero eliminaría la necesidad de obtener energía eó-

10 Ver Krapels (2009, p. 4).

figura 3

integrando 200.000 MW de energía renovable en la red de los eeuu

Fuente: Krapels (2009, p. 4).

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lica procedente del Medio oeste para distribuirla a través de la Superautopista Eléctrica nacional propuesta (Krapels, 2009, 13).

Según Krapels, la planificación regional del transporte en los EEuu no ha conseguido la deseada expansión interestatal de la red de transporte que aumente la competencia, mejore la seguridad del suministro y disminuya los precios medios que pagan los consumidores 11. Estos mecanismos tradiciona-les no permitirán la implantación de los l-RES a la escala prevista, y por ello han de ser tratados en detalle. a pesar del enfoque regional, las barreras insti-tucionales siguen suponiendo el mayor reto para la expansión de la red.

3. proyectos de «súper redes» en europa/África del norte 12

a) Airtricity: Súper Autopistas Submarinas de Energía Eólica para Europa

actualmente, en la agenda europea, hay dos proyectos diferentes de inte-gración de energía eólica a gran escala, ambos basados en líneas de transporte marinas. El enfoque de airtricity (2006), un promotor y operador de energía eólica, integra grandes capacidades de eólica marina situadas a lo largo del litoral en el sistema eléctrico europeo, a través de una red submarina de lí-neas HVDc (ver figura 4). la conexión entre parques eólicos distribuidos en grandes áreas reduce su variabilidad energética. Se ha demostrado que la co-rrelación de la producción de los parques disminuye al aumentar la distancia entre ellos (ver por ejemplo Sinden, 2007), ya que los patrones eólicos tienen carácter regional y varían en largas distancias debido a la presencia de áreas de altas y bajas presiones barométricas. Sin embargo, la pregunta es hasta qué punto la eólica demostrará ser una fuente de energía fiable y predecible (air-tricity, 2006, 4). considerando el lado de la demanda, los diferentes estilos de vida, husos horarios, y los distintos usos de la electricidad llevarán a picos de demanda extendidos, lo que resulta en una mayor necesidad de capacidad eólica para la Súper Red que en caso de que los parques eólicos marinos sólo estuviesen conectados a un sistema eléctrico nacional. además, el estudio ar-gumenta que la red submarina HVDc resolvería muchas de las complejidades

11 Esto también se ve reflejado en la introducción de tarifas basadas en los incentivos para el transpor-te en el comercio interestatal del FERc, como una medida para estimular la expansión del transporte inter-estatal (Energy Policy Act 2005, Section 1241, and amendment to the Federal Power Act, Section 219).

12 Varios proyectos patrocinados por la uE evalúan propuestas sobre Súper Redes, tales como el SuSplan (planning for SuStainability, ver http://www.susplan.eu/) o el proyecto SoliD-DER (ac-ción coordinada para consolidar las actividades RtD para la integración a Gran Escala de Energía Re-novable en el Mercado Eléctrico Europeo, ver http://www.solid-der.org/). otros estudios recientes o en marcha incluyen WinD FoRcE 12 de Greenpeace (http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/do-cuments/publications/reports/wf12-2005.pdf), tradewind (http://www.trade-wind.eu/), y DEna 2 (http://www.dena.de/de/themen/thema-reg/projekte/projekt/netzstudie-ii/).

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asociadas a conseguir un único mercado eléctrico europeo, dado que la Súper Red sirve como conector entre mercados nacionales.

El estudio no proporciona proyecciones de capacidad ni estimaciones de coste para la Súper Red paneuropea submarina propuesta. En su lugar, sugiere un proyecto inicial en el Mar del norte como el núcleo para una posterior ex-pansión de HVDc. 13 los cálculos de airtricity (2006) para este proyecto ini-cial de 10 GW merecen una evaluación crítica respecto a dos asuntos. primero, la rentabilidad del proyecto depende en gran medida de la estructura financiera asumida, pero el tipo de interés de la deuda propuesto, del 5,5% anual, parece demasiado bajo para un proyecto de este tamaño y alcance. por eso, de manera

13 Se espera que el proyecto inicial se conecte al Reino unido, los países Bajos y alemania.

figura 4

propuesta de airtricity sobre una súper red marina europea

Fuente: airtricity (2006, p. 9).

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implícita, requiere garantías financieras por parte de las instituciones públicas para conseguir capital privado. Segundo, dado que se necesita una rentabilidad predecible para atraer a la inversión, probablemente necesitará la instauración de un precio fijo para la electricidad de origen eólico así como tarifas o subsi-dios preferenciales a la producción. como ya se apuntó previamente, las barre-ras políticas e institucionales seguirán representando los mayores obstáculos para la creación de acuerdos supranacionales semejantes.

b) El «Súper Anillo» de Energía Eólica en el Mar del Norte

un proyecto menos ambicioso y más centrado es el «Súper anillo» de Energía Eólica del Mar del norte. la idea es desarrollar una red de transporte interconectada en el Mar del norte para una mejor conexión de las redes del noroeste de Europa, el Reino unido y Escandinavia. Esta interconexión de-bería facilitar la explotación de los recursos eólicos potenciales del Mar del norte, a la vez que permitiría reducir el problema que supone la disponibilidad intermitente de los recursos eólicos.

una de las muchas ideas empleadas en el proyecto ha sido diseñada por la oficina de arquitectura Metropolitana (oMa, por sus siglas en inglés) para la Sociedad por la naturaleza y el Medioambiente (natuur en Milieu, países Bajos). los autores calculan una generación potencial de electricidad teórica de 13.400 tWh por año proveniente de la energía eólica del Mar del norte. El «plan Maestro para el Mar del norte» desarrolla la estructura de un «anillo» de líneas HVDc que aproveche el potencial eólico al conectar dicha producción con los centros de demanda en el continente europeo y las islas Británicas (figura 5). al incluir a siete países, la estructura del anillo permite una asigna-ción flexible de la producción e integra las instalaciones de almacenamiento por bombeo de los países escandinavos. además, los yacimientos submarinos agotados de gas y petróleo del Mar del norte podrían servir como instalacio-nes de almacenamiento de energía por aire comprimido. Su estructura en malla aumenta la seguridad de abastecimiento comparada con las líneas individuales de transporte. En caso de que el Súper anillo Energético se llevase a cabo, se estima que Europa podría alcanzar la independencia energética frente a Rusia y los países del Golfo en 2050 (natuur en Milieu, 2009).

aunque se trata de un enfoque interesante, todavía existen algunas dudas respecto al plan de implementación propuesto por oMa (2009). El plan no incluye ninguna estimación de la capacidad de energía eólica necesaria, ni especifica la capacidad de líneas de transporte requerida. tampoco considera el posible uso de los yacimientos submarinos de gas y petróleo para la apli-cación de técnicas de captura y almacenamiento de co2 (ccS) en el futuro, lo que podría hacer que la capacidad de almacenamiento por aire comprimido

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fuese menor de lo esperado. por último, el plan no especifica en qué medida las reservas hidroeléctricas escandinavas podrán almacenar la energía eólica del proyecto propuesto.

figura 5

el anillo de transporte de energía eólica del Mar del norte

Fuente: oMa (2009, p. 9).

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C) El proyecto Desertec

El concepto «Desertec», un proyecto de expansión radical de la red de transporte basado en la energía solar, está siendo desarrollado conjuntamente por la cooperación trans-Mediterránea de Energía Renovable (tREc, por sus siglas en inglés), una red de científicos, políticos y empresarios y la Sociedad alemana del club de Roma 14. los estudios técnicos fueron llevados a cabo por el centro aerospacial alemán (DlR, por sus siglas en alemán) y fueron financiados por el Ministerio de Medioambiente alemán (BMu, por sus siglas en alemán) [ver trieb et al. (2005, 2006)] 15.

El proyecto Desertec se centra en la generación de cerca de 2.400 tWh anuales para 2050, provenientes en su mayoría de energía termosolar. El proyecto se basa en las reducciones de coste para la energía termosolar, ya que se espera que los costes de electricidad caigan desde los 9,8 € céntimos/kWh en 2015 hasta 5,5 € céntimos/kWh en 2050 16. cerca de 700 tWh de esta elec-tricidad solar se suministrarán a la uE a través de una nueva red superpuesta de líneas HVDc. para ello, trieb et al. (2009, 15) suponen una capacidad de los cables de transporte HVDc de 20x5 GW. la inversión necesaria se sitúa en el mismo rango que el plan Solar Global de EEuu, es decir 400.000 millones de euros hasta 2050, de los cuales 45.000 millones de euros están destinados a la red superpuesta de HVDc. la figura 6 muestra la red estructural desarrollada empleando algoritmos de minimización de costes e incluyendo varias restric-ciones. un «núcleo» de HVDc conecta once centros de producción termosolar en la región MEna con veintisiete centros de demanda europeos, incluyendo un corredor de exportación de la energía termosolar de arabia Saudí a destina-ciones tan remotas como Milán, parís o incluso londres.

El proyecto Desertec es más explícito respecto a la estructura institucio-nal de las líneas de transporte que su equivalente estadounidense, el plan So-lar Global. propone la creación de una asociación internacional de transporte

14 El objetivo global de la Fundación Desertec es emplear eficazmente la mayor fuente de energía, la solar, como la base del consumo eléctrico y del desarrollo sostenible alrededor del mundo, centrándose en los países del desierto. además del problema energético, el consorcio Desertec también trata asuntos concernientes al abastecimiento de agua, la seguridad alimenticia y el cambio climático.

15 Desde el verano de 2009, el proyecto se ha visto impulsado por la iniciativa industrial Desertec (Dii), un consorcio de empresas públicas, productores de maquinaria, bancos y empresas aseguradoras. a nivel de la uE, también hay actividad de la mano de la «unión por el Mediterráneo» que ha desarrollado el plan Solar Mediterráneo (MSp). El MSp se estructura en tres fases: i) elaborar una estructura institucional (en marcha); ii) desarrollar un plan de Estudio Maestro (hasta 2010), y iii) implementar el plan hasta 2020. En adelante, nos referiremos al estudio más reciente «caracterización de los corredores de Entrada de Energía Solar desde MEna a Europa»; consultar triebe et al. (2009).

16 Este cálculo depende altamente de la ubicación, y se basa en una irradiación solar directa normal (Dni) de 2700 kWh/m2/a y un diseño termosolar para almacenamiento extensivo del calor (múltiplo solar de cuatro).

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bajo la propiedad de las compañías que participan en la construcción y opera-ción de las líneas HVDc. la nabucco Gas pipeline international GMBH, una compañía creada para desarrollar un gasoducto multinacional para transportar gas natural desde turquía hasta austria, se considera el modelo a seguir. la asociación del proyecto de transporte sería la responsable de la planificación, financiación, construcción, funcionamiento y operaciones de marketing de la Súper Red. Es necesario asegurar la colaboración cercana entre los operadores del sistema de transporte nacionales e interregionales, bien mediante la propie-dad directa o bien a través de acuerdos contractuales.

la principal crítica frente a la Súper Red trans-Mediterránea, como se sugiere en trieb et al. (2009), se refiere al desarrollo de otros l-RES. la red HVDc superpuesta que propone no tiene en cuenta el desarrollo de las ener-gías eólica e hidroeléctrica en el Mar de norte y Escandinavia. así, los autores asumen que la energía solar procedente de la región MEna podrá competir con estas otras fuentes renovables en el Reino unido y los países adyacentes al Mar del norte. Si consideramos el potencial de otros l-RES, el diseño de la Súper Red (figura 6) parece cuestionable. además, la implementación del diseño propuesto de la red HVDc superpuesta, extendiéndose desde arabia Saudí hasta el Reino unido, parece difícil en términos de los obstáculos políti-cos e institucionales, incluso bajo el diseño institucional previsto.

figura 6

la red HVDC superpuesta del proyecto Desertec

Fuente: trieb et al. (2009, p. 124).

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4. Conclusión

los conceptos de Súper Redes que hemos revisado muestran diferentes enfoques y grados de detalle. algunos estudios se concentran en el desarrollo de la capacidad en energías renovables (aWEa y SEia, 2009; Zweibel et al., 2008) y tratan la expansión del transporte como una condición necesaria para integrar los l-RES en la red existente. otros estudios modelizan explícitamen-te las redes de transporte superpuestas para distintos escenarios de generación, teniendo en cuenta los beneficios para los consumidores y los problemas con-cernientes a la fiabilidad (Midwest iSo et al., 2008).

a pesar de que ninguno de estos estudios está libre de crítica, todos remar-can una idea: los proyectos de Súper Redes requieren que se alcance un nivel en el que tanto la planificación del transporte como la regulación funcionen eficazmente. Sorprendentemente, no se ha encontrado ninguna referencia a la tecnología como un obstáculo en ninguno de los numerosos estudios revisados para este capítulo. Existe también un amplio consenso sobre el carácter crucial de los asuntos relativos a la red de transporte, mientras que la expansión del uso de las energías renovables como tal es menos difícil. Esta afirmación se mantiene incluso a pesar de que las sumas de inversión específicamente desti-nada a explotar las energías renovables son significativamente mayores que las inversiones en transporte.

también queremos resaltar que pocos de los estudios revisados incluyen análisis económicos más allá de simples indicadores financieros aproximados, tales como los costes. En los EEuu, el Midwest iSo et al. (2008) calculan los beneficios para los consumidores bajo las restricciones de seguridad del abas-tecimiento. para Europa, trieb et al. (2009) proporcionan algunas prediccio-nes de coste, pero no se ocupan de las consideraciones sobre el bienestar. por ello, en la siguiente sección exploraremos estos aspectos en el análisis de otro proyecto específico, la «Súper Red EEa-MEna», antes de volver a los proble-mas generales a los que se enfrentan todos los proyectos de Súper Redes.

iii. Caso De estuDio: anÁlisis eConóMiCo-téCniCo De la súper reD europa-ÁfriCa Del norte (eea-Mena 2050)

1. enfoque modelizador

El siguiente modelo propone un plan de extensión de la red HVDc óptimo desde el punto de vista del bienestar bajo la capacidad de desarrollo asumida para la energía termosolar en la región MEna, empleando un modelo de red del mercado eléctrico europeo. Este modelo maximiza el valor del bienestar

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total menos la anualidad dedicada al pago de las líneas de transporte seleccio-nadas para determinar los corredores de transporte óptimos. El modelo refleja la evolución de una Súper Red trans-Mediterránea por escalones temporales discretos de diez años hasta 2050 17.

para nuestra simulación, aplicaremos un modelo económico-técnico de flujos de carga de cc basado en ElMoD (leuthold et al., 2008). ElMoD es un modelo de maximización del bienestar sujeta a restricciones técnicas, incluyendo los límites térmicos, las pérdidas eléctricas, la circulación de los flujos y las restricciones de seguridad. El modelo aplicado está compuesto por ciento cinco zonas regionales representadas por nodos. la red se compone de líneas interregionales de alto voltaje conectadas a los nodos mediante líneas y nodos auxiliares. cada nodo principal cuenta con su demanda y su cartera de generación propias.

Modelizaremos la red eléctrica europea existente, que comprende la región uctE, noRDEl, al operador del sistema de transporte del Reino unido y otros miembros del uKtSo. limitaremos el modelo al nivel de alta tensión (132 kV-750 kV). Según EntSo-E (2008) y otros operadores de sistemas de transporte europeos, la red de ca existente incluye todas las uniones inter-zonales y las líneas de alta tensión de ca. Respecto al desarrollo futuro de la red de ca, se asume que se completan todos los proyectos planificados por los operadores de sistema europeos hasta 2030 (EntSo-E, 2009) 18. Debido a la falta de información disponible a partir de 2030, no implementaremos una expansión posterior de la red de ca. además de la red de ca, las conexiones de cc existentes se implementan en el modelo con los parámetros específicos de su tecnología 19.

la demanda eléctrica se caracteriza mediante una demanda y un precio de referencia. Mientras que la demanda de referencia viene dada por el escena-rio, el precio de referencia es el que iguala el coste de la planta marginal bajo las condiciones de carga base. para cada región, determinaremos una función lineal inversa de la demanda asumiendo una elasticidad-precio de 0,1. las re-giones que exportan energía termosolar se modelizan como simples nodos ex-portadores.

la capacidad de generación abarca catorce tipos de plantas agrupadas en tres clases: i) a base de combustibles (nuclear, lignitos, carbón de antracita,

17 para los cálculos técnicos del proyecto EEa-MEna nos referiremos a un proyecto de investiga-ción en marcha en la cátedra de Economía Energética y administración del Sector público de la universi-dad tecnológica de Dresde, consultar Egerer et al. (2009).

18 Esto incluye los treinta y un proyectos de alta prioridad «de interés europeo para la interconexión eléctrica inter-europea y la unión de regiones vecinas», es decir, los proyectos Energéticos trans-Europeos (tEn-E) y el plan de prioridad de interconexión (pip).

19 para una discusión técnica detallada, comparar leuthold et al. (2008) y Egerer et al. (2009).

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ccGt de gas, gas, petróleo y biomasa); ii) de generación renovable (hidráulica fluyente, eólica marina y terrestre, fotovoltaica, termosolar y plantas geotérmi-cas), y iii) de almacenamiento (reservas hidroeléctricas). Dado que el carácter fluctuante de la generación eólica impide que sea determinada por la estación u hora del día, incluiremos tres casos (producción alta, media y baja) para cada nivel de carga. Esto lleva a un total de veinticuatro situaciones modelizadas, distinguiendo entre estaciones, día y noche, nivel de demanda y disponibilidad eólica. todas las situaciones del modelo tienen el mismo peso 20. En la tabla 4, presentamos una visión general de los parámetros exógenos y endógenos del modelo.

tabla 4

parámetros exógenos y endógenos

Exógenos

• Demanda y capacidad de generación zonales.• Expansión de la generación termosolar en MENA y número de líneas

HVDc.• Costes marginales de las tecnologías de generación, incluyendo el precio

del co21.

• Extensión de la red de CA de acuerdo a los planes de extensión existentes hasta 2030.

• Evaluación basada en el escenario: influencia de una mayor integración de Escandinavia en la Europa continental a través de las conexiones HVDc.

Endógenos

• Determinación de la estrategia óptima de integración de la termosolar, en términos de bienestar, mediante el cálculo de las conexiones desde tres re-giones MEna a 30 centros de demanda distintos en Europa.

• Asignación de presupuestos anuales de generación de almacenamiento hi-droeléctrico estacional (reservas) para mantener el equilibrio del sistema (eólica, niveles de demanda, etc.).

Fuente: Elaboración propia.1 los precios de los certificados de emisión se basan en una revisión de las proyecciones de precios (consultar

Egerer et al., p. 44). Hemos asignado los previos del co2 a los costes de producción para cada tipo de tecnologías mediante factores de emisión específicos.

2. escenarios

Dada la alta variabilidad en todas las estimaciones de los parámetros hasta 2050 (demanda, tecnologías, políticas medioambientales, etc.) nos limitare-mos a un escenario Business as usual (Bau) como el caso de referencia, y un escenario de Desarrollo tecnológico (Dt) que recoge las principales caracte-rísticas de un futuro renovable como los posibles límites de la Súper Red EEa-MEna. la figura 7 proporciona una perspectiva general de las capacidades de generación en los escenarios Bau y Dt para el periodo 2010-2050. El com-

20 para una descripción detallada, consultar Egerer et al. (2009, p. 32).

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portamiento de los precios de los combustibles fósiles se basa en los precios reales del mercado y evoluciona de acuerdo a tasas de crecimiento específicas de los combustibles que oscilan entre el 1% y 2,5% anual (en términos reales). En ambos escenarios, esperamos un ligero crecimiento de la demanda eléctrica desde 3.500 tWh (2008) a 4.200 tWh (2050).

figura 7

Capacidades instaladas para los escenarios bau y Dt

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

02010 2020 2030 2040 2050 2010 2020 2030 2040 2050

Technological Business as Usual

Geotérmica

Biomasa

Energía Solar de concentración

Solar Fotovoltáica

Eólica Marina

Eólica terrestre

Reservas

Hidráulica

Fuel

Gas Natural

[GW]

Fuente: Egerer et al. (2009, 42).

En el escenario Bau, el carbón, el lignito y la nuclear permanecen casi al mismo nivel que en la actualidad, excepto en alemania donde la nuclear deja de producir. la aparición de los l-RES es limitada: sólo se explota el 60% del potencial europeo de eólica marina y nada en el caso del potencial hidroeléctrico escandinavo, mientras que la capacidad termosolar en la re-gión MEna no supera los 12 GW hasta 2050. Este escenario asume precios moderados de los certificados de co2, entre 24 €/t en 2030 y 30 €/t hasta 2050. por el contrario, el escenario Dt adopta la perspectiva de una reduc-ción del 80% de las emisiones de co2 en 2050 (con base 1990). para mate-rializar estos objetivos, asumiremos un incremento del precio del co2 hasta 57 €/t y hasta 100 €/t en 2050. asumiremos que se produce un intenso i+D tecnológico y que se logran los potenciales técnicos descritos en términos de aprovechamiento de las renovables, especialmente en el caso de la eólica. las centrales nucleares dejan de producir y descartamos cualquier desarro-llo potencial del hidrógeno. El despliegue de las redes inteligentes permite una mayor cuota de renovables locales descentralizadas que se suman a los l-RES que modelizamos explícitamente. El gas natural se emplea como ca-pacidad de respaldo.

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además de la penetración termosolar en África del norte, también que-remos tener en cuenta otros potenciales desarrollos de l-RES en Europa. En el escenario Dt, esto se refleja en dos sub-escenarios para la penetración de capacidad eólica e hidroeléctrica. En el primer sub-escenario (a) asumiremos un refuerzo adicional de la red modelada en la sección iii.1 para transportar la gran cantidad de energía eólica futura desde el Mar del norte hasta los centros de demanda en el Reino unido, Francia y alemania. En el segundo sub-esce-nario (B), las líneas HVDc que conectan Escandinavia y el resto de Europa se expanden de manera exógena hasta una capacidad de 8 GW por conexión en 2050. Estas líneas se modelizan sumándolas a la capacidad de transporte del sub-escenario (a). por tanto, podemos considerar al sub-escenario (B) como cercano al concepto del «Súper anillo Energético» del Mar del norte (ver sección ii) 21. Mediante estos dos sub-escenarios examinaremos las ganancias de bienestar de la generación hidroeléctrica estacional de las reservas como un posible mecanismo de equilibrio frente a la energía eólica marina.

3. resultados

a) Generación y precios

En el escenario Bau el carbón sigue siendo la alternativa más barata res-pecto al gas natural. Debido al mayor aumento de los precios de los certifi-cados de co2 en el escenario Dt, el carbón pierde competitividad frente a la generación de los ciclos combinados de gas natural. Dado que la estructura del modelo sólo permite picos de demanda limitados, en la realidad la cuota del gas podría aumentar debido a la necesidad de emplear las turbinas de gas de ciclo abierto (oGt, por sus siglas en inglés) para los picos de demanda, con sólo unas pocas horas a plena carga. Mientras que en el escenario Bau el 60% de la demanda se cubre con combustibles fósiles, este valor cae hasta el 35% en el escenario Dt. En 2050, la termosolar generará cerca de dos ter-cios de la electricidad que actualmente producen las nucleares. la biomasa, como un combustible sin co2, también se convierte en una importante fuente de electricidad, mientras que la generación eólica sólo es un 25% mayor que en el escenario Bau. al verse menos afectados por los altos precios del co2, los ciclos combinados de gas se convierten en las instalaciones de generación fósil dominantes en el escenario Dt. Su cuota sólo descenderá a partir de 2040 debido al crecimiento continuo de las renovables.

Debido al fuerte crecimiento del precio de los certificados de co2, el esce-nario Dt lleva a un incremento mayor del precio eléctrico medio 22, sobrepa-

21 para la configuración espacial de las líneas adicionales, consultar Egerer et al. (2009, p. 46).22 El precio eléctrico medio («precio del sistema») se calcula a partir de los precios zonales del mo-

delo, ponderados por la demanda.

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sando los 120 €/MWh en 2050, casi el doble del precio en el escenario Bau. para el escenario Bau los restantes ciclos combinados de gas se emplean úni-camente para las demandas medias y los picos, en los que los precios son ma-yores que el precio eléctrico medio. En el escenario Dt los ciclos combinados tienen menores costes marginales de generación y sustituyen al carbón en las demandas medias y bajas. El elevado precio de la electricidad se puede expli-car por el uso más frecuente de la capacidad de respaldo de los ciclos abiertos de gas, que tienen mayores costes marginales debido a su menor eficiencia. por último, los precios también indican el fuerte incremento de la capacidad de biomasa en el escenario Dt, favorecido por el crecimiento pronunciado de los precios de los certificados de co2.

b) Expansión de la red HVDC

En el escenario Bau, se instala una capacidad termosolar de 11,8 GW en Marruecos, argelia, túnez y libia hasta 2050. para esta capacidad limitada de generación eléctrica, se construyen cuatro cables de transporte y la capaci-dad se divide en dos entre los nodos de exportación marroquí y tunecino. las dos primeras líneas se construyen en 2030, y las dos siguientes se instalan en 2050. En 2030, las exportaciones de energía termosolar desde túnez a italia, sólo proporcionan 3,8 € céntimos/kWh de cobertura de costes y, debido a los mayores precios eléctricos en España, las plantas termosolares marroquíes proporcionan 4,4 € céntimos/kWh. El alza de los precios eléctricos en España hasta 2050 proporcionará 6 € céntimos/kWh de cobertura de costes 23. Estas cifras indican que la energía termosolar no resultará competitiva en el escena-rio Bau.

para el escenario Dt es necesario construir más líneas para transportar los 113,8 GW del pico exportador de energía termosolar desde la región MEna en 2050 (tabla 5), para lo que se construyen treinta conexiones de 4 GW cada una hasta 2050. El escenario Dt asume una generación termosolar extensiva en Marruecos, túnez y oriente Medio. En la figura 8, cada línea tiene una ca-pacidad de 4 GW y un número mayor indica la presencia de varias líneas. En 2020 se construye la primera línea desde Marruecos hasta el sur de Francia; re-sulta interesante que no alimente al mercado español, debido a que el mercado eléctrico ibérico cuenta con una gran cuota de ciclos combinados de gas, más baratos que las centrales de carbón de italia o alemania que influyen sobre los precios eléctricos en Francia. los otros dos nódulos exportadores de la región MEna (túnez y oriente Medio) escogen uno de los nodos de demanda más cercanos para la conexión HVDc debido al menor coste de las líneas.

23 la recuperación de los costes se calcula sustrayendo los costes de transporte de los precios eléctri-cos en el mercado eléctrico de exportación.

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tabla 5

número de cables de transporte HVDC y capacidad de generación termosolar en Mena (escenario Dt)

2020 2030 2040 2050

Marruecos 1 1.9 GW 2 7.8 GW 5 18.5 GW 9 32.7 GW

túnez 1 1.4 GW 4 5.7 GW 4 13.4 GW 6 23.6 GW

oriente Medio 1 3.5 GW 4 14.4 GW 9 33.9 GW 15 57.5 GW

Fuente: Egerer et al. (2009, p. 53).

figura 8

red HVDC en 2050 (escenario Dt)


a pesar de que el modelo maximiza el bienestar, la rentabilidad de la ener-gía termosolar es crucial para los potenciales inversores. con la estructura de precios que hemos asumido para el gas y el carbón, los precios eléctricos en los mercados objetivo se sitúan alrededor de los 5 € céntimos/kWh. Si consi-deramos unos costes de transporte, de aproximadamente 1-2 € céntimos/kWh, la cantidad que les queda a los generadores está lejos del punto muerto para la termosolar en 2020, que se sitúa alrededor de 9 € céntimos/kWh. por ello,

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las primeras instalaciones deberán ser subsidiadas o construidas a la espera de rentabilidades futuras derivadas de mayores precios energéticos. una década más tarde, la termosolar alcanza su punto muerto. En 2030, los generadores termosolares de las tres regiones exportadoras pueden vender su electricidad a precios entre 7 y 7,7 € céntimos/kWh, tras descontar los costes de transporte. asumimos que para entonces las plantas termosolares construidas en la región MEna tendrán un coste global de generación de 7 € céntimos/kWh 24. El continuo crecimiento de los precios eléctricos llevaría a beneficios aún mayo-res a lo largo de la vida útil de las instalaciones termosolares. por ello, parece posible que se produzca una rápida difusión de la energía termosolar a partir de 2030.

En condiciones de generación rentable para la energía termosolar, hasta 2050 las líneas de transporte se desarrollan de acuerdo a la figura 8. Sin embargo, no se exporta energía a ninguno de los nodos de la red reforzada del norte de Europa. Este resultado sugiere que una integración más regio-nal de la capacidad de generación termosolar es el mecanismo preferente. la termosolar exportada desde el nodo de Marruecos se envía a España y Francia, túnez entrega la mayor parte de sus exportaciones eléctricas a ita-lia, y la producción termosolar de oriente Medio se conecta a la parte sure-ste de Europa. ninguna línea conecta con alemania, el Benelux o el Reino unido 25.

C) Mayor integración del mercado eléctrico escandinavo

ahora procederemos con la integración del mercado escandinavo, es decir, una comparación de los sub-escenarios Dt-a y B. asumiremos que Escan-dinavia se conecta al Reino unido y a Europa central mediante seis cables HVDc a gran escala. Repetimos la maximización del bienestar y obtenemos los siguientes resultados:

• Las ganancias de bienestar de nuestro escenario de expansión exógena de las conexiones HVDc sobrepasan los costes asociados. por lo tanto, una optimización endógena podría resultar incluso más rentable 26.

• Se produce una convergencia de los precios eléctricos: para 2050, los precios de Escandinavia aumentan 4 € céntimos/kWh (un incremento de pre-cios del 50%) y disminuyen en el resto de Europa cerca de 1 € céntimo/kWh;

24 para una perspectiva detallada sobre precios, costes de transporte, y cobertura de costes para la generación, consultar Egerer et al. (2009, p. 56).

25 además de las zonas con gran capacidad eólica, las zonas con gran capacidad hidroeléctrica (por ejemplo, Suiza, austria y Serbia) no reciben electricidad generada mediante tecnología termosolar. aunque estas zonas tienen capacidad de almacenamiento estacional (reservas), parece preferible sustituir capacidad de carga base a partir de combustibles fósiles en cualquier otro lugar, por motivos de bienestar.

26 no lo hemos modelizado debido a su creciente complejidad.

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• Los menores precios de todo el mercado eléctrico europeo (Europa Con-tinental) bajan los beneficios de la generación termosolar en MEna;

• Las rutas de expansión óptimas de las conexiones HVDC desde MENA hacia Europa, permanecen iguales hasta 2050.

por una parte, una mayor integración de los mercados eléctricos de Europa del norte tiene un impacto positivo sobre el bienestar total, al permitir que se equilibre el viento del Mar del norte con las reservas en Escandinavia. con la integración adicional de los mercados eléctricos de Escandinavia, las ganan-cias de bienestar anuales aumentan considerablemente con el tiempo. En 2050, la ganancia anual de bienestar supera los 3.000 millones de euros, mientras que el coste global anual de las conexiones necesarias entre Escandinavia y Europa continental ronda la mitad de esa cantidad. por tanto, un análisis más detallado de conceptos como el anillo de transporte de Energía Eólica del Mar del norte parece razonable.

por otro lado, los cambios del bienestar vienen acompañados de una nueva distribución de los excedentes de consumidores y productores. así, la expor-tación de una cuota elevada de energía hidroeléctrica barata al Reino unido y Europa central hace que los precios en Escandinavia aumenten. consecuente-mente, el excedente de los consumidores escandinavos disminuye mientras el de sus productores aumenta. En el Reino unido y Europa central, la reducción de los precios eléctricos tiene el efecto contrario. la figura 9 muestra las dife-rencias de precios estimadas, específicas para cada zona, desde el reforzamien-to de las conexiones con Escandinavia. Resulta obvio que los consumidores de los países nórdicos tienen buenos motivos para apoyar una baja integración del mercado eléctrico escandinavo, a pesar del menor bienestar para el resto de Europa.

la integración de Escandinavia y la reducción de precios en el centro y sur de Europa suponen malas noticias para una rápida difusión de la termosolar y, de hecho, podrían retrasar su desarrollo durante años debido a la reducción de precios en las zonas conectadas a MEna mediante HVDc. parece proba-ble que un análisis aislado de la generación termosolar, que no considere las evoluciones del sistema eléctrico, como la integración del potencial disponible para la energía eólica y la capacidad de equilibrado hidráulica, proporcione predicciones erróneas. por tanto, enfocarse únicamente en los l-RES de la región MEna no parece adecuado.

4. necesidades y fuentes de financiación

En el escenario Dt, el volumen de inversión en capacidad de generación termosolar a 2050 ronda los 390.000 millones de euros. podemos asignar esta

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cantidad a cada década según las cifras que presenta la figura 10 27. De acuerdo a la figura 8 la inversión total en expansión del transporte, por 63.000 millones de euros, se deriva de las líneas de HVDc necesarias para la integración de la energía termosolar. las inversiones proyectadas de acuerdo a la figura 10 muestran que los costes principales del proyecto corresponden a la inversión en capacidad de generación. Después de todo, la cuota de la inversión en transpor-te sólo representa en torno al 14% del volumen total de inversión. Sin embargo, es necesario considerar la generación y el transporte en su conjunto, dado que ambas etapas se entrelazan en la cadena de valor: mientras no se haya construi-do la capacidad, las líneas de transporte no son necesarias y viceversa. Más allá de este problema entre «el huevo y la gallina», también es necesario determinar la mejor forma de financiar la expansión de la generación y del transporte.

Varias iniciativas públicas y privadas ya están en marcha, como la inicia-tiva de cooperación Energética trans-Mediterránea/Desertec, la unión por el Mediterráneo y otros acuerdos tecnológicos bilaterales. Sin embargo, las pla-taformas regulatorias e institucionales comunes entre los países EEa y MEna necesitan un desarrollo mayor para financiar los proyectos de grandes infra-estructuras transnacionales. Esto incluye planes de financiación coordinados

27 Estas estimaciones de los costes se basan en costes medios de inversión decrecientes para la ter-mosolar desde 5.300 E/kW en 2020 hasta 3.944 E/kW en 2030 y 3.429 E/kW en 2050 (trieb et al. 2009, p. 83).

figura 9

Cambios en los precios de la electricidad tras reforzar las interconexiones con escandinavia


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entre los bancos de desarrollo nacionales de los países miembros de EEa, los bancos de desarrollo bilateral (el Banco Europeo de Reconstrucción y Desa-rrollo, el Banco africano para el Desarrollo) y los Estados MEna en estre-cha colaboración con la convención contra el cambio climático de la onu (unFccc), el Grupo del Banco Mundial, los inversores privados (fondos de inversión privados, empresas de capital riesgo, entidades de propiedad mixta) y otros participantes. En este contexto, no podemos olvidar la importancia de un marco regulatorio estable como requisito previo para reunir el capital pri-vado necesario.

además de las instituciones públicas, otros mecanismos podrían propor-cionar financiación para una Súper Red EEa-MEna, a saber:

1. ampliar el intercambio de certificados de Reducción de Emisiones (cER, por sus siglas en inglés) a cambio de proyectos que impliquen Me-canismos de Desarrollo limpio (cDM, por sus siglas en inglés) dentro del Régimen comunitario de comercio de Derechos de Emisión (RccDE); una opción menos probable es la integración efectiva de los países MEna en el RccDE, mediante la sustitución directa de permisos de Emisión Europeos por cERs de los países MEna.

2. Explotar activamente los existentes o implantar nuevos programas y fondos internacionales de intercambio de tecnologías. Esto implica los Fondos de inversión del clima y el Fondo de tecnologías limpias del Banco Mundial y de los bancos de desarrollo multilateral, los fondos bilaterales de tecnología y energías limpias, y los futuros Fondos Multilaterales de tecnologías limpias de la unFccc según lo propuesto por los países del G77+ (ver World Bank, 2008; Seligsohn et al., 2009).

figura 10

inversión en generación y transporte necesaria para la súper red eea-Mena

200

150

100

50

02020 2030 2040 2050

Inversión en Transporte

[bn E]

Inversión en Energía Solarpor Concentración

Fuente: cálculos propios, basados en Egerer et al. (2009).

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3. Que los países EEa proporcionen garantías financieras o extiendan los instrumentos regulatorios necesarios para el desarrollo tecnológico de las energías renovables (tarifas primadas, incentivos fiscales, etc.) para proyectos en la región MEna.

4. Fijar un generoso límite para las importaciones de energía renova-ble permitidas para energía proveniente de proyectos conjuntos entre Estados miembros de la uE y terceros países, que permitan alcanzar los objetivos na-cionales de promoción de energías renovables de acuerdo a la reciente Direc-tiva de la uE 2009/28/Ec (art. 9, 2009/28/Ec).

5. Valoración

El caso de estudio EEa-MEna proporciona una perspectiva sobre el de-sarrollo potencial de una Súper Red y los aspectos económicos y técnicos relacionados. claramente debe haber beneficios económicos de desarrollar una Súper Red, tales como el uso de fuentes energéticas bajas en emisiones de co2 y una mayor fiabilidad dentro de la red de transporte. Estableciendo su-puestos plausibles, el caso de estudio EEa-MEna muestra las ganancias de bienestar derivadas del desarrollo de la red a partir de 2030. la expansión del transporte evoluciona gradualmente desde un núcleo de relaciones de punto a punto y se expande por toda la región a través del tiempo. tomado en su conjunto el proyecto es rentable, pero nuestro estudio ignora la evaluación de riesgos y un análisis de casos de negocio reales. también se encuentran resultados similares a través de una evaluación de bienestar o un análisis de coste-beneficio aplicados al resto de los proyectos que presentamos en este capítulo.

adicionalmente, hemos de reconocer que los resultados del modelo es-tán considerablemente afectados por los supuestos del modelo, la elección de las tecnologías y las regiones que hemos considerado. por eso, los resultados de nuestro modelo difieren en cierta medida de los obtenidos por trieb et al. (2009) en el estudio sobre Desertec. El modelo del sistema eléctrico europeo que hemos aplicado permite obtener una solución espacial y temporal de la demanda, las capacidades de generación y los precios eléctricos. En particular, aplicar este enfoque de múltiples fuentes (solar, eólica e hidroeléctrica) en un contexto verdaderamente pan-europeo proporciona resultados muy diferentes en términos de precios y de diseño de la red. por eso, la Súper Red Energética del Mar del norte podría convertirse en un «competidor» del proyecto solar Desertec. los resultados resaltan que el proyecto ha de ser evaluado en el contexto de otros proyectos de expansión del transporte, reemplazo de capa-cidades y desarrollo de la generación a partir de l-RES. Habrá que establecer mecanismos de compensación entre los perdedores (países de tránsito) y los ganadores derivados de los menores precios eléctricos. todos estos obstáculos

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institucionales han sido mencionados, incluyendo los problemas de financia-ción.

un asunto que requiere un análisis más profundo es la múltiple estructura de incentivos de los actores involucrados en el proceso. En particular, sospe-chamos que los países del norte de África se enfrentarán a conflictos de interés a la hora de considerar la opción de la Súper Red. En especial, puede que los anteriores poseedores de las rentas, como los consumidores de electricidad de los países nórdicos, o la industria del gas natural, se opongan al proyecto. las industrias domésticas no energéticas han abogado por el desarrollo de in-dustrias intensivas en energía en la región MEna, empleando la electricidad proveniente de los l-RES y exportando productos tales como el «aluminio verde»; se espera que esto favorezca el surgimiento de nuevas industrias y la creación de empleo. también, en lugar de transferir físicamente la electricidad a la región EEa, el gas natural podría ser usado como «divisa» de cambio de la electricidad proveniente de los l-RES en los países MEna que cuentan con recursos de gas natural (por ejemplo, libia o argelia). De hecho, algunos agentes han argumentado que los países EEa podrían pagar un precio fijo por la electricidad de origen termosolar, el cual se puede convertir a una cantidad de gas con un contenido energético equivalente. Exportar el gas a través de los gasoductos existentes y a través de terminales de gas natural licuado podría evitar la necesidad de una expansión extensiva de la red de transporte eléctri-co. por ello, no está claro si la Súper Red es la opción preferente de todos los agentes involucrados en el proyecto.

iV. retos para el Desarrollo De las «súper reDes»

Mientras que en las secciones previas han analizado proyectos concretos, ahora trataremos retos generales y problemas relacionados con el despliegue de las Súper Redes. En especial, las recientes dificultades experimentadas por los proyectos de expansión a ambos lados del atlántico muestran que un ratio de coste-beneficio por encima de uno, o unas ganancias de bienestar positi-vas, no aseguran el desarrollo de las Súper Redes. En su lugar, abundan las preguntas sobre la estructura institucional de una arquitectura de Súper Redes más amplia. Muchas de ellas se refieren al diseño institucional, o lo que oli-ver Williamson, premio nobel de 2009, llama la elección entre «mercados y jerarquías»: se refiere a qué elementos de la cadena de valor añadido pueden ser desarrollados mediante el empleo de las señales del mercado y para cuáles es más apropiado un enfoque más jerárquico o «planificador». De hecho, la mayoría de las instituciones empleadas en la expansión del transporte combi-nan elementos jerárquicos y del mercado, es decir, se convierten en formas de organización híbridas.

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1. problemas de planificación

cualquier Súper Red requiere una planificación a largo plazo que cree las condiciones necesarias para que la inversión en transporte a gran escala se pue-da llevar a cabo. los acuerdos de planificación del transporte incluyen, entre otros, el proceso de planificación en sí, su implementación y los mecanismos de recuperación de costes, el papel de los mercados como apoyo para la toma de decisiones (vía «señales de precios»), y la compensación entre inversión en transporte y no transporte (Moselle y Brown, 2007, 3-6). cabe destacar que el proceso de planificación de una Súper Red abarca mucho más que el de los procedimientos convencionales de planificación del transporte de electricidad. los horizontes temporales proyectados son mucho mayores y han de consi-derarse cambios en el sistema. además, el horizonte máximo habitualmente empleado para las previsiones de demanda y de generación se sitúa entre siete y diez años (por ejemplo, en el Reino unido), con un máximo de veinte años (y pronósticos menos detallados) en el caso de alberta (Moselle y Brown, 2007, 3), lo cual es significativamente más corto que el horizonte de entre tres y cua-tro décadas adoptado por la mayor parte de las Súper Redes.

Es claro que el marco institucional necesario para la planificación y el de-sarrollo de una Súper Red todavía no está disponible ni en los EEuu ni en Eu-ropa. los EEuu están más adelantados en términos de desarrollo del transpor-te interregional, pero la comisión Federal de Regulación Energética (FERc, por sus siglas en inglés) no puede imponer el desarrollo de una «Súper Red» sobre ninguna de las organizaciones Regionales del transporte (Rtos) o los operadores independientes del sistema (iSos). tampoco puede, por el momen-to, considerar las obligaciones impuestas por los RpS como criterios legítimos para el desarrollo de nuevas líneas de transporte (Krapels, 2009, 17).

En Europa existe una base todavía más pequeña sobre la que fundamentar el proceso de planificación de una Súper Red. al contrario que la mayoría de los sistemas eléctricos reestructurados, el de Europa continental carece de un plan de desarrollo del transporte regional (Moselle y Brown, 2007, 3). la expansión transnacional del transporte a nivel europeo aún está comenzan-do a ser coordinada. una agencia emergente de regulación europea, la aso-ciación para la coordinación de Reguladores Energéticos (acER) fue creada para negociar propuestas de planificación con su contraparte, la Red Europea de operadores de Sistemas de transporte de Electricidad (EntSo-E, por sus siglas en inglés) 28. Dada la falta de apoyo institucional, sin procedimientos

28 como un primer paso, la regulación 714/2009/Ec requiere que EntSo-E adopte un plan de desa-rrollo de la red comunitaria, no vinculante y para los diez años siguientes, cada dos años, que será poste-riormente evaluado por la agencia (acER) de manera consistente con los planes nacionales de desarrollo a diez años que proporcionan los Estados miembros.

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de planificación ni poder de implementación a nivel federal o comunitario, el desarrollo de cualquier Súper Red parece improbable. Si tales procesos de planificación pueden ser implementados razonablemente o no, es otra cuestión adicional que permanece abierta.

2. asignación de costes

la asignación y recuperación de los costes son aspectos cruciales en cual-quier régimen de transporte, pero se vuelve uno especialmente difícil en el contexto de las Súper Redes, en el que más de un operador de sistema está in-volucrado. un mercado reestructurado con libre acceso requiere algún tipo de mecanismo de asignación de costes para la expansión de la red. Badlick et al. (2007) identifican algunos principios a seguir: proponen emplear un sistema de medición estándar de los beneficios sociales que incorpore aspectos econó-micos y en el que haya un proceso de planificación y análisis del transporte regional que sea abierto, transparente y global. la nueva inversión en transpor-te debería ser apoyada mediante tarifas federales u otras tarifas mayoristas, en lugar de estar basado en la tarifa minorista, y debería permitirse el libre acceso a la inversión en transporte.

Existen dos enfoques principales para asignar los costes. primero, se iden-tifica a aquellos que claramente se benefician de la inversión y se les asigna un pago proporcional; en este aspecto, es importante resaltar que identificar a los beneficiarios en un contexto dinámico y con una topología de red cam-biante tampoco es un asunto sencillo. Segundo, el coste de la nueva inversión en transporte se socializa entre todos los usuarios de una región o mercado (Baldick et al., 2007). otro aspecto clave de la asignación de los costes es la capacidad del sistema institucional para compensar a las partes que «pierden» debido a la inversión en transporte. además del problema de la asignación de costes, pueden surgir otros asuntos como la inquietud de los consumidores respecto a la evolución de los precios. a saber, las asociaciones de defensa de los consumidores en aquellas regiones con generación de bajo coste podrían temer que la inversión en transporte llegara a igualar los precios de generación en un espectro territorial mayor, lo cual llevaría a un aumento de precios en dicha región específica 29.

la coordinación vertical y/o horizontal vuelve todavía más compleja la asignación de costes de una Súper Red. El «régimen dual de fijación de pre-

29 Más allá de los principios subyacentes, el método de participación-Media (ap) es una asignación concreta de los costes (pérez-arriaga y olmos, 2009). ap puede rastrear los flujos reales aguas arriba y abajo que pueden ser plausiblemente atribuidos a cada generador y cada demanda. teóricamente, el coste de la fracción «empleada» de cada línea se puede asignar a la generación y la demanda en proporción a los beneficios económicos agregados.

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cios» de los EEuu, es decir, una estructura de recuperación de los costes de inversión en transporte que se ve afectada por prácticas de tarificación estatales y federales complica mucho la asignación apropiada de los costes. actualmen-te, FERc, el regulador federal, debe considerar la asignación de costes entre los distintos generadores y demandas, y además reflejar dichos costes en las tarifas minoristas. obviamente, este régimen dual de fijación de precios tiene un efecto bastante complicado.

En Europa, el «desarrollo de un mecanismo de compensación entre distin-tos operadores del sistema de transporte... ha resultado dolorosamente lento» (Moselle, 2008, 12), lo cual complica el desarrollo de cualquier Súper Red. además, la atomización de los tSos europeos dificulta mucho una coopera-ción exitosa. los tres operadores del sistema escandinavo han desarrollado un mecanismo de compensación voluntaria (nylund, 2009), pero incluso esta «pequeña» red administrada conjuntamente representa la debilidad de los acer-camientos voluntarios a la cooperación entre tSos en Europa, y parece verse aquejada de la falta de acuerdos legalmente vinculantes. al aumentar el número de tSos participantes, los costes de transacción aumentan exponencialmente.

3. Diseño del mercado

tanto la expansión gradual de la red de transporte como las Súper Redes deberían desplegar un diseño orientado al mercado que sea consecuente con las decisiones de inversión socialmente óptimas. un elemento crítico del mis-mo es la asignación económica de la producción restringida por la seguridad, basada en las ofertas de compraventa, junto a un sistema de fijación de precios marginales zonales (lMp o «fijación de precios zonales») como el propuesto por William Hogan, para conseguir maximizar el bienestar e identificar los posibles cuellos de botella en la red. En muchos casos la fijación de precios marginales zonales es la solución más rentable a los problemas de transporte, ya que los precios identifican las escaseces reales del sistema. por ello, la pla-nificación a largo plazo de una Súper Red debería incorporar este algoritmo de maximización del bienestar. En los EEuu, estos principios se cumplen en las regiones más proclives a la reforma, la mayoría de las cuales también están preparando propuestas de Súper Redes. Resaltar que mientras tanto, los lMps son útiles a la hora de proporcionar señales zonales para ubicar la generación y la demanda. Su valor a la hora de establecer inversiones en transporte es más dudoso; por ello, los derechos financieros de transporte (FtRs) basados en las diferencias de precios del lMp no han resuelto completamente el problema de la inversión en transporte, al contrario de lo que se esperaba inicialmente.

En Europa, ningún sistema eléctrico incorpora un sistema de fijación de precios nodales, ni siquiera en el Reino unido, donde se aplican los compo-

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nentes estáticos de red, es decir, los generadores son penalizados o compen-sados por aliviar o contribuir a la congestión de red, respectivamente. Europa continental sigue estando en mayor medida dominada por la fijación uniforme de los precios de transporte. por ello, realmente no existen las condiciones bajo las que se podría dar una inversión eficiente.

un aspecto crítico en cualquier sistema basado en recursos intermitentes es el diseño de un mercado de desvíos y la creación de incentivos a la inversión en capacidad de respaldo para la producción intermitente de las renovables. la mayoría de los escenarios discutidos en la sección ii no han completado la instalación de capacidad de almacenamiento para las renovables intermitentes a gran escala (eólica y solar) debido principalmente a los costes. Es este caso, los propios generadores tendrán que analizar otras tecnologías para lidiar con la intermitencia de su cartera de renovables. Gracias a su elevada flexibilidad de arranque, a sus costes de capital relativamente bajos, a la amplia disponibi-lidad de combustible y la simpleza de su funcionamiento, es probable que las turbinas de gas se conviertan en la tecnología de respaldo más económica.

4. análisis coste-beneficio

incluso si existe un proceso viable de planificación a largo plazo, con la re-cuperación de costes y las señales de precios definidas, se necesitaría un diseño institucional respecto a la evaluación de la expansión de la red de transporte. la planificación a largo plazo «sólo» define el marco general de la expansión de la generación y el transporte, pero no puede proporcionar una evaluación sobre si una línea en particular, o una parte concreta de la red, debería o no ser ampliada. para esto, alguna forma de comparación de coste y beneficio podría resultar útil. como regla general, podemos aplicar tres enfoques:

• Evaluación mediante el valor actual neto («VAN») tradicional de las in-versiones individuales en transporte, relacionando los ingresos privados espe-rados con los costes; esta perspectiva de negocio sigue la lógica de un inversor, pero ignora otros beneficios y costes económicos mayores.

• Calcular los cambios en los costes que soportan productores y consu-midores debido a la expansión de las líneas de transporte. Esto corresponde con un enfoque más económico, dado que aproxima los efectos de bienestar de la inversión mediante los cambios en los excedentes del consumidor y el productor. por ejemplo, pJM valora los beneficios económicos de una inver-sión adicional en transporte a razón de 0,7 ∆ pc + 0,3 ∆ lp, donde ∆ pc es el cambio en los costes de producción y ∆ lp es el cambio en los pagos de la demanda (lin, 2009).

• Un enfoque de análisis de coste beneficio sofisticado y exhaustivo que también tenga en consideración los efectos indirectos de la expansión de la

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red, tales como la mayor fiabilidad del sistema o una mayor competencia en alguna de las zonas; por ejemplo, el iSo de california (caiSo) emplea una completa «Metodología de Evaluación de la Expansión de la red de transpor-te» (tEaM, por sus siglas en inglés), como una herramienta de apoyo para la toma de decisiones de los planificadores de la red, en la que los beneficios anuales de una expansión incluyen las mejoras en los costes de producción, los beneficios en competitividad, los beneficios de funcionamiento, los ahorros en coste de inversión en generación, las menores perdidas, y los beneficios en reducción de emisiones (california iSo, 2004) 30.

todas las intervenciones significativas de políticas públicas del tipo reque-rido para los proyectos de las Súper Redes que hemos presentado requieren una justificación. Esto se logra a través de un análisis de coste beneficio sólido y transparente. por eso, la metodología caiSo-tEaM podría ser ampliada para aplicarse también al desarrollo a largo plazo de las Súper Redes. En ese caso, este marco de análisis de coste beneficio podría aplicarse a los proyectos a debate. Esto resulta especialmente importante para Europa, dónde los planes comunitarios a diez años aún no son sometidos al análisis de coste beneficio de manera sistemática. apuntaremos que los aspectos normativos («si-o-no») de tales análisis tienen un fuerte efecto positivo, ya que aumentan la transparencia y la responsabilidad de los agentes implicados.

5. opciones de regulación

Mientras que la regulación «óptima» para la expansión de la red es ya un tema controvertido, el marco regulatorio de cualquier Súper Red lo es aún en mayor medida. los siguientes aspectos merecen ser considerados y esperan soluciones:

• Inversión en transporte regulada vs. comercial: en general, cuánto más interconectada esté una red de transporte, más difícil será aislar los efectos de línea específica recién construida, y por tanto más difícil será emplear la inver-sión comercial. Krapels (2009) sugiere que las líneas HVDc son capaces de atraer inversión privada debido al carácter punto-a-punto de estas líneas. las bases empíricas relacionadas son escasas, sin embargo, exceptuando un par de

30 una característica esencial del caiSo-tEaM es que implementa un modelo de simulación de mercado basado en las pujas dinámicas de la oferta y que incorpora una detallada capacidad de modeliza-ción del transporte físico para una región de fiabilidad. además, el caiSo-tEaM incluye incertidumbre y riesgos sobre el futuro que pueden ser parcialmente cuantificados. aparte de estos beneficios, las externa-lidades positivas entre sectores comprenden los derechos de paso simplificados por el empleo de otras in-fraestructuras de red en construcción, una vez que la tierra es asignada para propósitos de transporte (tales como las telecomunicaciones por fibra óptica), lo que refleja una externalidad positiva en la expansión del transporte. adicionalmente, las ventajas de costes a largo plazo de algunos recursos, las sinergias con otros proyectos de transporte, los beneficios físicos de la construcción y los impuestos, y los impactos sobre los mercados de combustibles deberían ser tenidos en cuenta de acuerdo a pfeifenberger y newell (2007).

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líneas de transporte locales, existen pocas expansiones independientes de la red, tanto en Europa como en EEuu. parece que la necesidad de planificación coordinada y a largo plazo, la coordinación entre operadores del sistema, la presencia de asimetrías de información entre el dueño/operador titular de la red y los entrantes al mercado, y los efectos de escala y alcance suponen argu-mentos a favor de la inversión regulada a manos del iSo, Rto o tSo titular. Esto no excluye que se saquen a concurso gran parte de las actividades impli-cadas, lo cual dependerá de las fuerzas del mercado.

• Regulación basada en los incentivos vs. regulación basada en los costes: escoger un enfoque regulatorio requiere determinar el «poder» del plan de incentivos, es decir, el grado en el que el regulador fija las primas de red y, por ello, éstas no responden a ninguna aproximación de los costes (regula-ción basada en los costes). Mientras que la regulación por incentivos propor-ciona una mayor eficiencia estática de asignación, sus beneficios en términos de eficiencia dinámica sobre la inversión no están claros. Existe un consenso general respecto a que un régimen regulatorio basado en los incentivos pue-de, teóricamente, inducir un nivel «óptimo» de expansión del transporte bajo ciertas condiciones. Sin embargo, la implementación de estos mecanismos en el mundo real no ha seguido la misma pauta. El mecanismo Hogan-Rosellon-Vogelsang (Hogan et al., 2007) es un ejemplo de dicho esquema «tradicional», no bayesiano. Sin embargo, asume una demanda constante, y tiene dificultades para acomodar las fuentes intermitentes de electricidad renovable. por último, el peligro de la discreción regulatoria y el escaso compromiso, así como la po-tencial inestabilidad del marco político e institucional, apoyan una reducción del poder incentivador del régimen regulatorio para una Súper Red.

6. argumentos de política económica: creando consenso y compensando a los perdedores

tanto los casos de estudio en las secciones ii y iii como el análisis empí-rico de los proyectos de transporte existentes sugieren que la tecnología por sí misma no es un obstáculo. además, la falta de planificación a largo plazo podría ser superada al nivel de funcionamiento (aunque conllevaría mayores costes de transacción y pérdidas potenciales de eficiencia). El auténtico reto para la implementación de una Súper Red (o cualquier otro mega-proyecto de ese tipo) es cómo alcanzar el consenso entre un grupo muy grande de acto-res implicados, en este caso formado por los productores, los propietarios del sistema, los tSos, los consumidores, y las entidades que toman decisiones a todos los niveles del gobierno.

En algunos casos, se puede emplear la fuerza para obtener el consenso, como en el caso de los proyectos de infraestructuras a gran escala en la antigua unión Soviética. otra forma de impulsar megaproyectos es dedicarles recur-

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sos financieros ilimitados, como se hizo, por ejemplo, en la carrera espacial de los EEuu en la década de 1960. Más cerca de nuestro campo de desarrollo de infraestructuras, el enfoque top-down a través del cual los EEuu implemen-taron el programa de autopistas interestatales iniciado en 1950 puede servir como ejemplo histórico, independientemente del factor determinante tras esta iniciativa (transporte, defensa, etc.). no obstante, ninguno de estos ejemplos es directamente aplicable a las Súper Redes debido a las siguientes razones: el intervencionismo centralizado top-down, no es una opción dentro de la demo-cracia; los medios financieros están muy limitados y la planificación e imple-mentación de infraestructuras a gran escala es mucho más complicada hoy en día que en los años sesenta.

En su lugar, la clave para llevar a cabo tales proyectos a gran escala es alcanzar el consenso, en especial sobre el reparto de los beneficios, y la com-pensación a los perdedores por parte de los ganadores. todavía no está claro cómo se pueden repartir las ganancias de bienestar esperadas de las Súper Redes entre las partes implicadas para permitir que el proyecto se vuelva una realidad. como mínimo, hay que considerar tres niveles:

• Del lado de los productores, e incluso si asumimos que el transporte se puede tratar como un «bloque de costes», asignar las rentas de producción entre los implicados depende de supuestos sobre la conducta de los prime-ros, es decir, de si asumimos una conducta cooperativa o no cooperativa, y de la asignación de derechos heredados. además, los productores eléctricos ya instalados podrían dudar a la hora de invertir en capacidad a bajo coste en el extranjero, ya que esto también podría bajar los precios en sus mercados do-mésticos (efecto caníbal).

• Del lado del consumidor, habrá claros ganadores y perdedores debido a las capacidades adicionales de generación y transporte. como demuestra el caso de estudio, los antiguos consumidores que contaban con un precio bajo y regulado tienden a verse negativamente afectados, mientras los con-sumidores de zonas que antes tenían precios elevados, se ven claramente beneficiados.

• Por último, pero no por ello menos importante, el reparto de las rentas entre los diferentes niveles federales también supone una fuente potencial de conflicto. la maximización del bienestar sobre toda la región abarcada por la Súper Red es en realidad una simplificación excesiva, dado que en los Estados (en EEuu) y naciones (en Europa) probablemente influirán en las decisiones e intentarán optimizar únicamente su propio bienestar. igual que en el proceso de planificación, esta circunstancia abogaría por la centralización de la toma de decisiones junto a la adopción de pagos laterales flexibles y compensa-ciones.

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V. ConClusión

El principal mensaje de este capítulo es que aprovechar las fuentes de ener-gía renovable para producir electricidad es relativamente simple en compara-ción al reto de transportar dicha electricidad a larga distancia hasta los centros de consumo a gran escala. a juzgar por la proliferación del número de estudios piloto, la idea de desarrollar «Súper Redes» a gran escala, o «redes de trans-porte superpuestas» parece tener un cierto atractivo. Sin embargo, se observa que el aprovechamiento de las renovables a gran escala puede verse limitado debido a la presencia de cuellos de botella en el transporte que serán difíciles de superar bajo el mercado e instituciones vigentes en la actualidad:

• Pocos de los casos de estudio revisados tratan los problemas de transpor-te de manera seria, y aquellos que lo hacen, optan por una integración descen-tralizada y regional de las Súper Redes.

• El caso de estudio de este capítulo, el proyecto EEA-MENA, indica que la generación termosolar a gran escala en los países MEna y su transporte vía líneas HVDc hacia Europa podría aumentar el bienestar e incluso resultar rentable bajo ciertas condiciones. Sin embargo, se necesita una perspectiva pan-europea, y de momento resulta incierto si los acuerdos institucionales ne-cesarios para el proyecto, incluyendo los mecanismos de financiación adecua-dos, se pondrán en marcha a tiempo.

• Finalmente, existen asuntos relevantes concernientes a todos los proyec-tos de Súper Redes. Entre ellos se incluyen: la necesidad de procedimientos eficientes de planificación a largo plazo, la simplificación de los asuntos de asignación de costes, la fijación de precios orientada al mercado (cuando sea posible), un exhaustivo análisis de coste-beneficio para identificar las solucio-nes económicas, y los incentivos regulatorios adecuados.

actualmente, la falta de proyectos empresariales para la expansión de la red sólo podrá ser superada si se establece un marco político a largo plazo que sea estable, claro y equitativo. los potenciales inversores se enfrentan a una multitud de riesgos políticos, regulatorios y de mercado, a incertidumbres tec-nológicas, problemas de coordinación, y a otras barreras como la resistencia local. El reparto de las ganancias de bienestar de los proyectos de expansión de la red debería hacerse de tal forma que resulte compatible con los incentivos. por eso, se necesita un análisis institucional que determine las oportunidades y retos que presenta la evolución de dichos escenarios.

asimismo, algunos temas deberán ser tratados con mayor nivel de detalle, incluyendo el momento de ejecución y la irreversibilidad de la inversión, así como las consideraciones sobre riesgos. Este capítulo sólo ha tocado algunos temas sobre la estructura regulatoria óptima, siendo crítico el tema de las po-líticas actuales que favorecen las subvenciones nacionales sobre la regulación

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federal. En ambos lados del atlántico, la competencia sobre planificación del transporte y la capacidad para desarrollar e instalar Súper Redes es limitada. Es también importante resaltar que los asuntos más relevantes por resolver tie-nen que ver con el reparto de las rentas. por eso, los estudios futuros deberían investigar los efectos distributivos de diferentes escenarios sobre las rentas de productores y consumidores en cada una de las regiones implicadas, así como identificar los mecanismos de compensación adecuados para superar la resis-tencia local a proyectos que aumenten el bienestar.

referenCias

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Capítulo 10. Desarrollo de una Súper Red: conceptos y casos de estudio

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