PANORAMA GLOBAL Y MARCO REGULATORIO
3. RESULTADOS DEL ESCENARIO
Está previsto que el suministro eléctrico crezca de 51 TWh en 2010 a 247 TWh en 2030 (se quintuplica) y a 600 TWh en 2050 (se mul- tiplica por doce). Este enorme aumento de la demanda crea gran- des oportunidades para el despliegue de tecnologías de energías renovables.
El mix de generación eléctrica con combustibles fósiles en 2030 incluye 94 TWh de gas y 18 TWh de carbón vegetal. El gas es, en su mayoría, gas asociado: un producto derivado del petróleo, de bajo coste. Este suministro de gas es exclusivo de aquellos países con una
ENERGÍAS RENOVABLES EN ÁFRICA OCCIDENTAL
importante producción de petróleo. Se están llevando a cabo impor- tantes esfuerzos para aumentar el uso de dicho gas, parte del cual se quema actualmente. La producción de gas asociado cesa unos pocos años después de terminar la producción de petróleo.
La cuota de energías renovables en la generación de electricidad era del 22% en 2010. En el escenario favorable a las energías renova- bles aumenta un 54% en 2030. Tres cuartos de este suministro de electricidad renovable en 2030 lo compone la energía hidroeléctrica regional, completada con energía hidroeléctrica importada de África Central. Al haber más comercio en este escenario, la cuota de energía hidroeléctrica (dentro de la región) y energía hidroeléctrica importa- da de África Central aumenta con respecto a BAU-T. Las energías solar y de la biomasa comienzan a emerger en 2030, pero las ener- gías solar, eólica e hidroeléctrica importadas crecen considerable- mente después de 2030. Mientras que las aportaciones de centrales eléctricas de combustibles fósiles dominan el periodo 2010-2020, la mayoría de las aportaciones de centrales eléctricas posteriores al periodo 2020-2030 se basan en energías renovables. Este resultado podría explicarse por el hecho de que los mejores recursos de energía hidroeléctrica estarán agotados después de 2030.
Sorprende que no se utilice más energía eólica ni solar antes de 2030. Los datos LCOE de la tabla 2 explican este resultado. En merca- dos rurales de electricidad las energías renovables son la opción preferida. Sin embargo, el tamaño del mercado es limitado. Las opciones centralizadas de electricidad renovable se enfrentan a los mismos costes elevados de transmisión y distribución que los com- bustibles fósiles. Además, en los mercados mayores, Nigeria y Costa de Marfil, se impone la generación de electricidad basada en gas asociado de bajo coste. La disponibilidad de este gas en las próximas décadas debe ser evaluada con mayor detalle. Cabe asimismo señalar que los escenarios no han incluido precios de CO2. El análisis de sensibilidad sugiere que, de incluirse precios de CO2, la cuota de energías renovables crecería más, a expensas de los combustibles fósiles.
La figura 2 muestra la descomposición del mix de suministro eléctrico por país. El mix varía considerablemente. Pero también el nivel de la demanda eléctrica varía mucho. Solo Nigeria acapara el
60% de la utilización total de electricidad, seguida de Ghana con alre- dedor del 10%. En Nigeria predomina la generación eléctrica basada en el gas, lo que explica la elevada cuota de gas para la región en su conjunto.
Los proyectos mineros previstos se incluyeron en este conjunto de simulaciones de modelos. Muchas de estas minas se hallan en regiones remotas sin acceso a la red, por lo que sus opciones de sumi- nistro eléctrico son limitadas y las energías renovables pueden jugar un papel importante en este mercado. Los resultados también sugie- ren una utilización reducida del carbón vegetal para la generación de electricidad. Se utiliza algo de carbón vegetal en las regiones costeras (carbón vegetal importado) y en Níger (que posee carbón vegetal nacional).
Los países interiores sin acceso a gas ni a carbón vegetal (Burki- na Faso y Mali) invierten en varios niveles de energía solar térmica en todos los casos.
Guinea-Bissau es el único país que es un exportador neto de energía hidroeléctrica. Todos los demás países son importadores netos. Se importan grandes cantidades de energía hidroeléctrica de la región de África Central.
0 100 200 300 400 500 600 700 2010 Pr oducción eléctrica (TW h) Biomasa Solar Eólica Hidroeléctrica Fósiles Ref.,
2015 Renov.,2015 Ref.,2030 Renov.,2030 Ref.,2050 Renov.,2050
Importaciones netas
REF.: REFERENCIA. RENOV.: RENOVABLES PROYECCIONES DE SUMINISTRO ELÉCTRICO, 2010-2050
FIGURA 1
ENERGÍAS RENOVABLES EN ÁFRICA OCCIDENTAL 0% -20% 20% 40% 60% Burkina Cuota de gener ación de electricidad Hidroeléctrica a pequeña escala Biomasa urbana Petróleo urbano Importaciones netas Eólica Solar FV urbana Solar térmica Solar FV Biomasa Hidroeléctrica Nuclear Gas Petróleo Carbón vegetal 100% 70% -40% Costa de Marfil Gambia Ghana Guinea Bissau Liberia Mali Níger Nigeria Senegal Sierra Leona Togo/Benín Guinea- FIGURA 2
COMBINACIÓN MIX ELÉCTRICO DE CADA PAÍS, ESCENARIO EERR, 2030
La figura 3 muestra el porcentaje de suministro eléctrico distri- buido (representando sistemas sin conexión a la red y microrredes) en el suministro eléctrico total. Esta cuota es, por lo general, baja (por debajo del 10%), con la excepción de Burkina Faso donde alcanza el 25%. En consonancia con el bajo LCOE, la mayor parte de la demanda rural se satisface con energía hidroeléctrica a pequeña escala y FV (véase también la figura 2). No obstante, dicha demanda sigue siendo bastante reducida en todos los casos, por lo que la participación gene- ral continúa siendo bastante baja.
Los resultados dependen de las hipótesis y se necesita un aná- lisis más exhaustivo para identificar los parámetros clave y desa- rrollar estrategias sólidas. La herramienta se encuentra disponible para que los responsables políticos de la región realicen análisis de
futuros escenarios. Se ha previsto un programa extensivo con res- ponsables políticos del sector eléctrico de la región para analizar con más detalle los resultados. Luego se llevarán a cabo actuaciones de divulgación destinadas a la difusión de este modelo para la pla- nificación energética de la región.
La figura 4 muestra los costes totales no descontados del sistema, incluyendo inversión, funcionamiento y mantenimien- to, así como los costes de combustible para el escenario de ener- gías renovables. Las diferencias en los costes totales para los dos escenarios pueden interpretarse como un ahorro debido al marco de políticas para permitir más comercio en la región y con África Central, así como a importantes reducciones en los costes de inversión de tecnologías de energías renovables. La figura refleja la evolución de este ahorro. Los principales ahorros se producen en el periodo 2020-2030. La reducción total de costes del sistema asciende a 15.100 MUS$, sin descuento, y 2.700 MUS$, al aplicarse un tipo de descuento del 10% por futuros ahorros.
0 5 10 15 20 25 30 Burkina Cuota fuer a de la r ed/mini r ed (% ) Costa de Marfil Gambia Ghana Guinea Guinea- Bissau Liberia Mali Níger Nigeria Senegal Sierra Leona Togo/ Benín FIGURA 3
PARTICIPACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO DESCENTRALIZADO EN EL SUMINISTRO ELÉCTRICO TOTAL, 2030
ENERGÍAS RENOVABLES EN ÁFRICA OCCIDENTAL -5 5 10 15 20 2011
Coste del sistema (miles de M US$/año)
Inversión Costes variables Ahorro comparado
0
2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 FIGURA 4
COSTE DEL SISTEMA EN EL ESCENARIO ENERGÍAS RENOVABLES, 2010-2030
4. CONCLUSIONES
Se elaboró una versión actualizada de un modelo del sistema de sumi- nistro eléctrico conjunto de la CEDEAO en MESSAGE. Esta herramien- ta posee importantes características adicionales, en comparación con las versiones anteriores de los modelos de la región, como una mejor representación de los mercados urbanos y rurales, la última tecnolo- gía y los datos de costes de electricidad renovable, así como una mejor representación del gas asociado. Se presentan los resultados de dos escenarios elaborados: un escenario de “situación sin cambios” (BAU-T) y un escenario favorable a las energías renovables. Con un mayor comercio en el escenario de energías renovables, la cuota de energía hidroeléctrica (dentro de la región) y energía hidroeléctrica importada de África Central aumenta en relación con BAU-T. Con políticas activas de apoyo para fomentar cuotas más elevadas de
contenido local y niveles superiores de desarrollo que dan lugar a reducciones rápidas de costes. Las energías solar, eólica y de biomasa empiezan a emerger en 2030, pero las energías solar y eólica crecen considerablemente después de 2030. Los resultados indican que las energías renovables pueden jugar un papel importante en el futuro suministro energético de África Occidental. En 2030, hasta un 54% del suministro eléctrico se basará en energías renovables. El mix energéti- co óptimo varía según el país. Predomina la expansión de la red pero las soluciones sin conexión a la red y microrrredes también desempeñan su papel.
BIBLIOGRAFÍA
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[3] IRENA, 2011b. Scenarios and Strategies for Africa. Paper presented at IRENA - Africa
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[4] IRENA, 2012a. Prospects for the African power sector. www.irena.org
[5] IRENA, 2012b. Prospects for the West African power supply. En curso de elaboración.
AUTORES
Dolf Gielen. Director de IRENA Innovation and Technology Centre (Centro de Innova- cion y Tecnologia de IRENA), Bonn, Alemania.
Bruno Merven. Investigador principal, Universidad de Ciudad del Cabo, Ciudad del Cabo, Sudáfrica.
Asami Miketa. Analista superior del IRENA Innovation and Technology Centre, Bonn, Alemania.
MARCO REGULATORIO E INCENTIVOS PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES
SOFÍA MARTÍNEZ IDAE
RESUMEN
Las energías renovables tienen el potencial de jugar el papel fundamental de suministrar energía sostenible, incluso a poblaciones en crecimiento de países en vías de desarrollo que, hasta ese momento, no han tenido acceso a la energía. Las tecnologías pueden tener costes competitivos, siempre y cuando la evaluación incluya costes externos y beneficios y se eliminen las subvenciones a energías convencionales. Muchos países están procediendo a la liberalización y rees- tructuración de sus sistemas energéticos y su sector industrial. La tecnología de energías renovables se está desarrollando rápidamente alrededor del mundo gracias a una serie de mecanismos económicos de apoyo, pero todavía se encuen- tra lejos de alcanzar su máximo potencial debido a diversos obstáculos que impiden su implantación. Se necesita una combinación de instrumentos políticos y financieros efi- cientes y eficaces, una infraestructura técnica y normativa adecuada, procedimientos administrativos claros y eficien- tes, concienciación pública y aceptación, investigación y desarrollo para la innovación y que las nuevas tecnologías entren en el mercado a precios competitivos, así como un
equipo de profesionales para diseñar, construir, manejar y mantener los sistemas. El desarrollo de marcos legales, reglamentarios y económicos innovadores que fomenten el desarrollo y despliegue de fuentes de energías renovables para aprovechar mejor el capital privado y los conocimientos cambiará el futuro mix energético global, optando por fuentes más limpias, sostenibles y seguras.
Palabras clave: energías renovables, barreras, incentivos, po líticas, marco regulatorio.