Cómo la inversión en transmisión podría desbloquear el crecimiento global de las energías renovables

El sector de energías renovables de Sudáfrica se ha beneficiado de casi 10 años de lo que se ha convertido en un programa de desarrollo de energías renovables muy exitoso. El Renewable Energy Independent Power Producer Programme ha otorgado a los desarrolladores más de 6.000MW de capacidad de generación a través de una variedad de tecnologías.

"A los desarrolladores les gusta la claridad del proceso: no hay interferencias, es muy confiable y estable", dice Johan Greyling, Energy & Natural Resources Leader – Ernst & Young Incorporated. "Como resultado, varios desarrolladores han estado en el mercado durante bastante tiempo y se han establecido, con muchos más tratando de entrar. Por lo tanto, es un mercado relativamente maduro". Según Greyling, varios de estos participantes son jugadores globales, y los bancos se han acostumbrado a financiar estos tratos, creando un mercado eficiente para el desarrollo de energía renovable en Sudáfrica.

Sin embargo, el mercado ha comenzado a convertirse en una especie de víctima de su propio éxito, debido a un creciente cuello de botella de conexión causado por la falta de disponibilidad de la red. "Ahora tenemos un exceso de recursos renovables y un grupo de licitantes muy competentes ansiosos por hacer más a precios muy competitivos", continúa Greyling. "El desafío será llevarlos a todos a la red mientras se mantiene la estabilidad".

Destaca que los esfuerzos continuos para desagregar la empresa de servicios públicos regulada de Sudáfrica, Eskom, en tres empresas que cubren la generación, transmisión y distribución podrían ayudar a enfocarse más en la adaptación de la transmisión para satisfacer las necesidades actuales y futuras de generación renovable. En noviembre de 2020, Eskom publicó un Plan de Desarrollo de Transmisiones (TDP, por sus siglas en inglés) de 2021–30 para dar cuenta de una reducción anticipada en la generación térmica (con 11,4GW de carbón y 0,3GW de gas que debían desmantelarse en 2030) y 26,8GW de nueva capacidad de generación propuesta, gran parte de los cuales serán "de recursos de energía renovable que están en áreas con capacidad de red limitada", según Eskom. De hecho, se espera que se agregue un total de 20,4GW de capacidad renovable durante el período del TDP, y se espera que el gasto de capital en la integración de energías renovables cueste ZAR22,7b (US$1,6b).

Esto indica el deseo del gobierno de apoyar el desarrollo de nuevas energías renovables. Sin embargo, al igual que ocurre con la mayoría de los mercados que pasan de la energía térmica a la energía renovable, queda mucho trabajo por hacer. 

En los Estados Unidos, 40 estados, incluidos los territorios, actualmente tienen un objetivo de reducción de emisiones de carbono o estándares de cartera renovable (RPS, por sus siglas en inglés). A nivel federal de los Estados Unidos, uno de los objetivos establecidos para lograr una economía global de descarbonización es hacer la transición a una red eléctrica libre de carbono para el 2035.  La combinación energética actual de Estados Unidos, que representa el 40 %, está libre de carbono procedente de la generación nuclear y de energías renovables. Los caminos para el 60 % restante de la combinación energética basada en emisiones de carbono requerirán escalar las fuentes de generación de energía libres de carbono comercialmente viables existentes y una gama completa de tecnologías emergentes de descarbonización.

El desarrollo de las energías renovables en EE. UU. ha aumentado en los últimos años para satisfacer esta demanda potencial, pero está resultando difícil conectarse al sistema de red. De al menos 755 GW de generación actualmente atascados en colas de interconexión, alrededor de 680 GW es carbono cero, según un estudio reciente financiado por el Departamento de Energía de Estados Unidos por el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley. El estudio también estima que solo el 13 % de esta capacidad tiene un acuerdo de interconexión firmado. Como resultado, la red de Estados Unidos no puede mover la nueva energía que se está conectando a las áreas de demanda creciente. Por lo tanto, una inversión significativa en infraestructura de transmisión será un factor para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones de Estados Unidos.

La naturaleza compleja del sistema de red de Estados Unidos es en gran parte la razón de tales cuellos de botella. En los Estados Unidos, la red se divide en tres partes: las interconexiones este y oeste, y el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT, por sus siglas en inglés). Sin embargo, la complejidad va más allá de eso. “El desarrollo de la red de transmisión y distribución (T&D) suele ser un problema multidimensional porque las regulaciones sobre cómo operamos la red varían a nivel estatal”, explica Kimberly A. Johnston, EY Americas Power & Utilities Regulatory Leader.

Contemplar este sistema complejo también ha provocado que los stakeholders comiencen a considerar cómo "tomar su energía en sus propias manos", dice ella. Los grandes usuarios de energía, como los municipios, las empresas industriales y las universidades, que están preocupados por la devastación social y financiera del cambio climático buscan convertirse en "islas de energía" convirtiendo las redes de vehículos eléctricos o de electricidad hiperlocal en recursos energéticos distribuidos.

"En menos de 10 años, la organización EY proyecta que más de la mitad de los clientes de electricidad se convertirán en recursos distribuidos de energía, operando como reserva de emergencia o produciendo un exceso de capacidad que volverá a la red”, dice Johnston.

Estas islas de energía aún requerirán una conexión a una macro red general para la regulación y protección contra ataques cibernéticos u otros riesgos. Como resultado, Johnston describe el desarrollo de la red de Estados Unidos como un avance a lo largo de dos rutas paralelas. “Uno es modificar el marco regulatorio histórico, altamente complejo y multidimensional”, explica. “El nuevo camino paralelo se relaciona con la necesidad de un marco de fijación de tarifas completamente nuevo para una macro red centrada en el cliente, para proporcionar servicios de suministro de energía seguros, confiables y asequibles”.

Al igual que muchas otras partes del mundo, Estados Unidos también tiene en cuenta el impacto físico del cambio climático en su infraestructura del sector eléctrico, así como la necesidad de fortalecer y expandir la red para soportar eventos climáticos cada vez más extremos, como la disrupción causada por la tormenta Uri y el huracán Ida en 2021. En Texas, el impacto de Uri fue más extremo porque su red opera casi completamente separada de las interconexiones del este y el oeste. Esto significa que, mientras que otros estados pueden intercambiar poder, Texas tiene muy poca capacidad para hacerlo. Entonces, como la tormenta afectó a casi todas las fuentes de generación, el sistema de Texas se quedó sin opciones de suministro de energía.

El Mercado Nacional de Electricidad (NEM, por sus siglas en inglés) de Australia está navegando un cambio para integrar más energías renovables. La transformación ha sido impulsada en gran medida por el Objetivo Nacional de Energía Renovable del 20 % de energía renovable para el 2020, aunque el impulsor en el futuro son los próximos cierres de plantas de carbón en todo el mercado.

“La situación de Australia es bastante interesante; aunque actualmente no tenemos una política federal sólida para descarbonizar, nuestros estados tienen objetivos de energía renovable, y la mayor parte de nuestra flota de generación a carbón está llegando al final de su vida útil en las próximas dos décadas”, dice Clare Giacomantonio, Strategy and Transactions Partner, Power & Utilities – Ernst & Young Australia Operations Pty Limited. Con la transición a las energías renovables en marcha, la red de transmisión de Australia debe estar "significativamente reconfigurada", agrega. Este será un "desafío costoso" debido al tamaño físico de la red en relación con el tamaño de la carga, así como a la cantidad comparativamente pequeña de clientes que pagarán por cualquier actualización.

Teniendo esto en cuenta, TasNetworks, la empresa estatal de transmisión y distribución de electricidad de Tasmania, ha propuesto Marinus Link de 3.5 mil millones de dólares australianos (2.6 mil millones de dólares). Este cable submarino de corriente continua de alta tensión (HVDC, por sus siglas en inglés) conectaría la isla de Tasmania, rica en energías renovables, con Australia continental. Tasmania, que cumplió su objetivo de energía 100 % renovable en noviembre de 2020 y actualmente tiene acceso a 10,741GW de energía renovable, recientemente elevó sus ambiciones de duplicar esa energía renovable para el 2040 para convertirse en un exportador de energía limpia. Los recursos actuales incluyen energía eólica e hidroeléctrica significativa, con planes para desarrollar más energía eólica, así como recursos de hidrógeno.

«Actualmente, el sistema de Tasmania se alimenta casi en su totalidad de generación hidroeléctrica”, explica Giacomantonio. “En la isla llueve mucho y tiene algunas represas muy grandes, y un esquema hidroeléctrico bastante sofisticado con muchas cascadas”. La producción eólica también es de alto rendimiento y está menos correlacionada con la del continente, lo que agrega valor en términos de convertir a Tasmania en un exportador neto de energía.

Al fortalecer la conexión entre estas dos partes del mismo mercado, el interconector propuesto básicamente convertiría a Tasmania en una batería gigante que proporciona servicios de refuerzo de la capacidad al NEM. La isla podría almacenar el exceso de energía renovable generada en la isla o transportada desde el continente, utilizando esta energía por sí misma o devolviéndola al continente según sea necesario. El desarrollo de sistemas hidroeléctricos de almacenamiento por bombeo de larga duración en las represas existentes fortalecería aún más este rol.

Un imperativo federal más fuerte para la transición a las energías renovables, por ejemplo, un precio del carbono, reforzaría el caso para construir Marinus Link, según Giacomantonio. El desarrollo de la red en el NEM de Australia enfrenta desafíos similares a los de otras partes del mundo, particularmente porque la transmisión suele ser un activo regulado. Estos desafíos incluyen altos estándares y largos procesos para obtener aprobaciones, una prueba regulatoria que no fue diseñada para evaluar múltiples proyectos de transmisión simultánea para lograr una transformación rápida de la red, problemas relacionados con la asignación de costos y la necesidad de mantener la estabilidad de la red durante la transición. 

En respuesta a problemas relacionados con la planificación de la transición energética del NEM, una revisión de 2017 de la totalidad del NEM dio como resultado que el Operador del Mercado de Energía de Australia (AEMO, por sus siglas en inglés) asumiera un papel de planificación más importante. "La prueba de inversión regulatoria para grandes proyectos de transmisión se ha integrado más con el modelado del AEMO en un intento de optimizar el proceso", dice Giacomantonio. “Los proyectos que utilizan las nuevas reglas por primera vez están probando si eso ha mejorado la eficiencia”. Otra revisión más específica comenzó en agosto de 2021 y explorará opciones para reformar o mejorar los marcos regulatorios en torno a la planificación de la transmisión.

Marinus Link ha superado la prueba de inversión reglamentaria para la transmisión y está avanzando hacia una decisión de inversión para 2023–24. Sin embargo, según Bess Clark, Gerente General de Project Marinus de TasNetwork, la asignación de costos sigue siendo un tema clave. "El principal desafío hasta la fecha es la resolución del marco actual de precios del NEM para la infraestructura de transmisión, por el cual los costos se asignan en función de la región (en gran medida basada en el estado australiano) donde se encuentran los activos, en lugar de que los clientes se beneficien de los servicios".

Cuando se trata de atraer inversiones privadas, Clark cree que este problema podría generar dudas sobre la capacidad del proyecto para recuperar todos los ingresos necesarios. A menos que se vea que los resultados de los precios son justos, los inversionistas privados también pueden tener preocupaciones acerca de los riesgos para la reputación y el proyecto en torno a la financiación de un plan sin un fuerte apoyo de la comunidad.

"La prueba de inversión ha demostrado que el proyecto proporciona beneficios netos al NEM, pero los marcos actuales de precios/asignación de costos deben resolverse antes de que el proyecto pueda proceder como un servicio regulado", dice Clark. "La metodología utilizada para asignar los costos de transmisión entre las regiones del NEM y entre los generadores y los clientes de carga está, por lo tanto, siendo objeto de un mayor escrutinio, con discusiones en curso del ministro de energía sobre el camino a seguir".

Si Marinus Link continúa, también proporcionará una vía para las ambiciones de hidrógeno de Australia. Tasmania, en particular, proporciona un caso de uso sólido, dado su estado del 100 % de energías renovables. “Varios defensores del hidrógeno verde están activos en Australia”, dice Clark. "Marinus Link complementa las oportunidades de hidrógeno al apoyar el desarrollo continuo de recursos de energía limpia variable y despachable y apoyar la transmisión a menor costo, así como brindar resiliencia adicional en el sistema de energía nacional. Esto permite a los inversores en hidrógeno tener una mayor confianza en la idoneidad de su suministro de energía limpia”. 

Es probable que el hidrógeno desempeñe un papel clave en los esfuerzos del Reino Unido para descarbonizar su sistema de energía en el 2050. A medida que aumenta la producción de energías renovables, la producción de hidrógeno verde podría respaldar la flexibilidad de la red al proporcionar soluciones de almacenamiento para la generación excesiva. En su Estrategia de Hidrógeno de agosto de 2021, el gobierno del Reino Unido afirmó que dichas soluciones ofrecerían una amplia gama de beneficios del sistema, así como una ruta adicional al mercado para la nueva capacidad de energías renovables. "Combinar esta producción de hidrógeno electrolítico con el almacenamiento, incluido el de larga duración donde el hidrógeno es una opción principal, puede ayudar a integrar aún más el hidrógeno en nuestro sistema de energía al ayudar a equilibrar la red cuando la generación a partir de energías renovables es mayor o menor que la demanda”, afirma el informe.

Aunque dichas soluciones basadas en hidrógenos permanecen en las primeras etapas de desarrollo en la actualidad, el regulador de electricidad de Reino Unido, Ofgem, ya está sentando las bases para la muy necesaria remodelación de su red. Según Iain Cameron, director de operaciones de Frontier Power, Ofgem busca atraer a más inversores y fomentar la innovación a través de una mayor competencia. "En nuestra opinión, como participantes en este proceso, esto ha tenido éxito en traer nuevas fuentes de finanzas e impulsar el desarrollo de proyectos a un ritmo más rápido de lo que las empresas de la red eléctrica establecidas lo habrían hecho por sí mismas".

Además, el Reino Unido necesita conectar su floreciente mercado eólico marino a la red. Como líder mundial en este mercado, el Reino Unido está en camino a cumplir con su objetivo de 40 GW de capacidad eólica marítima instalada para 2030 – el proyecto, según se informa, superó los 50 GW el año pasado. También es probable que este sector apoye el desarrollo futuro de la producción de hidrógeno, con varios proyectos del Mar del Norte ya planificados.

“La red necesita una gran cantidad de nuevas inversiones para permitir estas conexiones a lo largo de las costas, por lo que existe el desafío de cómo lograr un mercado competitivo para este desarrollo", agrega Cameron. “Ofgem está tratando de fomentar una mayor coordinación entre el desarrollo de redes en alta mar y en tierra para facilitar la construcción de redes más eficientes para permitir la transición energética y la energía renovable en alta mar. Eso requerirá más facilitación central de la que ha habido en los últimos tiempos”.

Además de la construcción de energía eólica marina, se necesitarán interconectores para gestionar la variabilidad del aumento de la generación renovable en el Reino Unido y en toda Europa. A medida que el Reino Unido se aleja de un sistema de energía térmica en el que la oferta y la demanda se pueden equilibrar de manera controlada, estas conexiones permitirán que la energía se intercambie entre mercados.

“Los interconectores no solo respaldan la convergencia de los precios promedio de la energía entre los mercados, sino que también son particularmente efectivos para suavizar la creciente volatilidad en el suministro y los precios de la energía, a medida que aumenta la penetración de las energías renovables”, dice Humza Malik, fundador y director ejecutivo de Frontier Power. "Los interconectores son solo una parte de una solución general que incluirá almacenamiento, interconectores y diferentes tipos de generación renovable".

En el Energy White Paper de diciembre de 2020, del Gobierno del Reino Unido, se comprometió a trabajar con Ofgem, desarrolladores y socios europeos para aumentar 18GW de capacidad de interconexión para 2030. El documento afirma: "Esto representa un aumento de los niveles actuales y nos posicionará como un potencial exportador neto del exceso de energía verde, lo que ayudará a mantener las turbinas eólicas generando incluso cuando se haya satisfecho la demanda de electricidad de GB".

Tanto la Comisión Europea como el Consejo Europeo apoyan un objetivo de interconexión eléctrica del 15 % para los miembros de Unión Europea, con un estudio de la Comisión que estima que un mercado energético europeo integrado podría ahorrar a los ciudadanos entre 12 mil millones de euros y 40 mil millones de euros (US$14–US$48) al año para 2030.

Frontier Power participa en varios proyectos de interconexión, incluido NeuConnect, una "carretera invisible" propuesta de 1,4GW que conectaría los mercados de energía de Gran Bretaña y Alemania. En este nuevo entorno competitivo, Malik dice que organizaciones como Frontier Power y sus socios están trabajando para acelerar el ritmo al que se implementan tales soluciones, incluida la introducción de nuevas fuentes de financiamiento e innovación de proyectos. Los desarrolladores independientes serán fundamentales para lograr el tipo de desarrollo de infraestructura necesario para ayudar a alcanzar los ambiciosos objetivos de descarbonización a un ritmo acelerado.

El rol de la inversión en la red de transición energética global

Dada la extensión del desarrollo de la red eléctrica necesaria en todo el mundo, será crucial que todos los reguladores reconsideren el entorno de permisos, regulaciones y financiación para ayudar a garantizar que los sistemas de red obsoletos no se conviertan en un obstáculo importante en la carrera hacia el cero neto.

Muchos mercados ya están al tanto de esta necesidad, y algunos incluso están trabajando en soluciones en una oferta para optimizar estos procesos. A medida que la demanda de capacidad renovable siga aumentando, dichos esfuerzos serán necesarios para atraer una inversión muy necesaria y seguir los caminos cero neto establecidos por los gobiernos de todo el mundo.