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.

310 cHRiStian Von HiRScHHauSEn

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

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


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.


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.


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
Zweibel et al. (2008): Midwest iSo et al. (2008):
• Grand Solar Plan
• oint Coordinated System Plan
J
2008
trieb et al. (2009):
• Characterization of Solar Electri- office for Metropolitan architecture

city Import Corridors from MENA (2009)
Única

to Europe («Desertec», Mediterra- • asterplan Zeekracht
M
Fuente Energética

nean Solar Plan)
airtricity (2006):
• European Offshore Super Grid
Proposal
trieb et al. (2006): Krapels (2009):
• Trans-Mediterranean Interconnec- • ntegrating 200,000 MWs of Re-
I
tion for Concentrating Solar newable Energy into the U.S.
Múltiple

Power Power Grid
aWEa, SEia (2009) 1: Egerer et al. (2009):
• Green Power Superhighways
• EA – MENA Super Grid 2050
E
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).


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).


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.


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.


tabla 3
principales supuestos y resultados de los escenarios del JCsp’08

Escenario de Referencia Escenario Eólico
Porcentaje Porcentaje
Eólica 58,000 31% 229,000 67%
t. de Vapor de 76,800 40% 37,200 11%
carga base
nueva expansión de
la capacidad de gene- t.c. de Gas 49,200 26% 69,600 20%
ración [MW] 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%
HVac 7,109 71% 6,898 48%
Red de transporte su-
HVDc 2,870 29% 7,582 52%
perpuesta [millas]
total 9,979 100% 14,480 100%
líneas de 42,159 72,825
coste de capital del transporte
transporte [millones Superpuestas
de $ de 2024] Subestaciones 6,401 7,074
de transporte
Fuente: Midwest iSo et al. (2008, p. 6).

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.


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,


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-

figura 3
integrando 200.000 MW de energía renovable en la red de los eeuu

Fuente: Krapels (2009, p. 4).

10
Ver Krapels (2009, p. 4).


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/).


figura 4
propuesta de airtricity sobre una súper red marina europea

Fuente: airtricity (2006, p. 9).

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.


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


figura 5
el anillo de transporte de energía eólica del Mar del norte

Fuente: oMa (2009, p. 9).

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.


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).


figura 6
la red HVDC superpuesta del proyecto Desertec

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

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.


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


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).


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

• emanda y capacidad de generación zonales.
D
• xpansión de la generación termosolar en MENA y número de líneas
E
HVDc.
• ostes marginales de las tecnologías de generación, incluyendo el precio
C
Exógenos del co21.
• xtensión de la red de CA de acuerdo a los planes de extensión existentes
E
hasta 2030.
• valuación basada en el escenario: influencia de una mayor integración de
E
Escandinavia en la Europa continental a través de las conexiones HVDc.
• eterminación de la estrategia óptima de integración de la termosolar, en
D
términos de bienestar, mediante el cálculo de las conexiones desde tres re-
Endógenos
giones MEna a 30 centros de demanda distintos en Europa.
• signación de presupuestos anuales de generación de almacenamiento hi-
A
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).


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
[GW]
Technological Business as Usual
1.400 Geotérmica

1.200 Biomasa

Energía Solar de concentración
1.000
Solar Fotovoltáica
800 Eólica Marina

600 Eólica terrestre

Reservas
400
Hidráulica

200 Fuel

Gas Natural
0
2010 2020 2030 2040 2050 2010 2020 2030 2040 2050

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.


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.


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.


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,


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.


• 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


figura 9
Cambios en los precios de la electricidad tras reforzar las interconexiones
con escandinavia


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 10
inversión en generación y transporte necesaria para la súper red eea-Mena
[bn E]
200
Inversión en Transporte

150 Inversión en Energía Solar
por Concentración

100

50

0
2020 2030 2040 2050
Fuente: cálculos propios, basados en Egerer et al. (2009).

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).


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


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.


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.


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.


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-


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


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).

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

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