Delaware revista pv 11/2024
Dado que las energías renovables representan una proporción mayor en la combinación energética de una región, la gestión de la red puede convertirse en un desafío. Sin embargo, con el enfoque correcto, la energía solar y las baterías pueden servir para respaldar redes eléctricas resilientes. Ésa es la premisa de un proyecto dirigido por el grupo de expertos estadounidense Rocky Mountain Institute (RMI).
Con las empresas de servicios públicos en muchas naciones del África subsahariana paralizadas por la deuda y sin poder financiar mejoras de infraestructura vitales, la opinión generalizada es que la energía solar barata e in situ será la sentencia de muerte para el modelo de electricidad grande, centralizado. ya menudo de propiedad estatal. generación y distribución.
Sin embargo, RMI y el instalador solar C&I con sede en Lagos, Nigeria, Daystar Power, han formulado un enfoque que, según afirman, puede permitir a las empresas solares y eléctricas trabajar juntas para implementar más energía fotovoltaica mientras mejoran las redes eléctricas.
La idea es que los instaladores de energía solar, incluido Daystar, paguen por modestas actualizaciones de la red para atraer a los usuarios de energía C&I a la red y beneficiarse de un suministro de electricidad más confiable.
El creciente costo del diésel en Nigeria, donde se está poniendo a prueba el proyecto, permitirá a las empresas de servicios públicos cobrar una prima suficiente para financiar el pago de la compañía solar por esas actualizaciones de la red y al mismo tiempo ofrecer ahorros –y un suministro mucho más confiable– a los clientes. La energía solar será generada y consumida por los clientes de C&I en el sitio, y la red intervendrá como proveedor fuera del horario de generación solar, respaldada por almacenamiento de baterías y diésel.
Gran ambición
En marzo de 2024, Daystar y RMI dijeron que habían identificado 20 empresas que podrían beneficiarse, la primera de las cuales podría tener energía limpia en 2024, mientras que la implementación de un programa en Nigeria podría permitir el despliegue de 3,3 GW de nueva Capacidad solar para 2030.
revistapv habló con Daystar Power y un representante de una de las tres empresas de servicios públicos que están a bordo para preguntar si el enfoque propuesto de «ganar-ganar-ganar» podría ofrecer esperanza a las compañías eléctricas en dificultades.
Sobre la cuestión de cuántas nuevas capacidades de generación diésel se prevé en el marco del plan, el comunicado de prensa emitido por Daystar y el RMI hablaba de «la transición de generadores alimentados con diésel a sistemas solares habilitados por servicios públicos con almacenamiento de batería de respaldo», con sólo una breve mencióne al final que se seguirían utilizando generadores diésel de respaldo.
El estudio completo de 157 páginas preparado por el RMI –y financiado por la Agencia de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos (USTDA, por sus siglas en inglés), que promueve los intereses comerciales de Estados Unidos en el extranjero– detalla cantidad de capacidad de diésel se necesitará para garantizar un suministro suficiente de electricidad durante los períodos sin electricidad. Horas de generación solar.
Las primeras 20 empresas a las que se dirige el programa recibirían 14 MW de capacidad de generador diésel, y todas menos una desplegarían nuevos equipos, tal vez de Caterpillar y Cummins, con sede en Estados Unidos. Eso se compara con 27,2 MW nuevos sistemas solares y 20,2 MWh de sistemas de baterías de plomo-ácido.
Amplíe eso hasta los 3,3 GW sugeridos de nueva energía solar que el RMI prevé instalar para 2030 y el enfoque liderado por las empresas de servicios públicos podría implicar 1,7 GW de capacidad, en su mayoría nuevos grupos electrógenos diésel.
Dependencia del diésel
“En Nigeria – no hablaré por [all of] África: dependemos mucho del diésel”, afirmó Victor Ezenwoko, director nacional de Daystar para Nigeria y Ghana. “El tamaño del generador debe ser lo suficientemente grande como para intervenir si todo lo demás falla. Eso no significa necesariamente que vayas a usarlo siempre, a diferencia de la energía solar, que se usará todos los días tanto como sea posible. Por ejemplo, algunas empresas [under the new system] Podríamos utilizar el generador seis horas, o incluso dos horas al día en lugar de las 24 horas actuales”.
Con la adquisición de Daystar por la importante petrolera Shell en 2022, es fácil ser cínico sobre el papel del diésel en los sistemas de generación híbrida propuestos, especialmente porque Shell refina su petróleo crudo marino para convertirlo en diésel en Nigeria, mientras intenta vender sus operaciones. terrestres a compradores locales, en un acuerdo que podría alcanzar un valor estimado de 2.400 millones de dólares.
Omosede Imohe, líder de recursos energéticos distribuidos en Abuja Electricity Distribution Co. (AEDC), respaldó el punto de Ezenwoko afirmando que la proporción entre energía solar, almacenamiento en baterías y diésel prevista es típica de Nigeria, que depende de los combustibles fósiles.
El diésel, dijo, es «tan caro ahora que los operadores ni siquiera quieren girarlo». [generators] encendido… La red es demasiado inestable para no tener algo [as backup]. Si todo va bien, ese generador diésel sólo debería funcionar unas pocas horas al mes. La única razón por la que hay tanto diésel en nuestro proyecto es porque la red es muy inestable”.
Sugiriendo que las personas sin acceso a electricidad confiable no deberían seguir sufriendo debido a la preocupación por el elemento generador de la iniciativa, Imohe dijo: «Con el tiempo, ese elemento diésel del proyecto debería ser mucho menor».
Clave de preocupaciones
Dado que Shell tiene una larga historia de participación como actor importante en la industria petrolera de Nigeria, Imohe (cuya función está financiada en parte por el RMI) se apresuró a señalar que el enfoque liderado por las empresas de servicios públicos para el despliegue de energía solar C&I no se beneficiaría únicamente de Daystar y que también participaría varios desarrolladores más pequeños.
“Es simplemente una forma innovadora de financiar [our operations]”, dijo. “Durante décadas se ha invertido poco en la red, en parte porque el gobierno no quería que las tarifas eléctricas reflejaran los costos del mercado. Desde la privatización [of electric utilities]las tarifas no han reflejado los costos”.
Para disipar las preocupaciones sobre la influencia que un enfoque de colaboración de este tipo podría dar a las empresas privadas sobre las empresas de servicios públicos anteriormente estatal (el gobierno todavía posee una participación del 40% en AEDC), Ezenwoko de Daystar dijo: “La clave es avanzar en el desarrollo. Las empresas de la red quieren expandirse y aumentar sus ingresos y esta asociación nos ayuda a lograrlo. Como ofrecemos un servicio con una tarifa única al cliente, el pago se vuelve mucho más sencillo”.
El estudio de RMI estimó que 17 de los primeros 20 clientes de C&I a los que se dirige el programa podrían ahorrar un promedio del 26% en sus facturas de energía con el enfoque de generación híbrida, a pesar de que el costo de la energía sería superior a los costos actuales de la red. Si bien muchas de las cifras del informe están redactadas, se menciona una tarifa combinada sugerida de 169 NGN (0,11 dólares)/kWh.
El proyecto es abierto sobre el hecho de que se requirió una prima para incorporar a las empresas de servicios públicos e incentivarlas a priorizar a los clientes de C&I que se benefician de la generación híbrida. Dado que redes como la de AEDC ya están en dificultades, puede parecer que los clientes fuera del plan RMI podrían sufrir aún más pero, como explicó Imohe, la renovación de las líneas eléctricas financiadas por Daystar beneficiará a todos los clientes conectados a la red.
ministro confiable
Imohe dijo que la empresa de servicios públicos podría haber financiado operaciones como reemplazar piezas en postes, recortar maleza y reemplazar los transformadores de los clientes. «El regulador nos exige que invirtamos en infraestructura todos los años», añadió. El representante de AEDC dijo que el atractivo del enfoque de RMI no era la inversión en infraestructura de red sino la naturaleza más confiable del suministro que ofrecen los sistemas solares y de almacenamiento.
“Estamos felices de hacerlo por los activos de generación y la promesa de electricidad 24 horas al día, 7 días a la semana, que no es [currently] posible en Nigeria”, dijo.
Empresas como el fabricante de muebles The Wood Factory, con sede en Abuja, el primer cliente que se inscribió en el proyecto RMI, han escuchado promesas sobre un mejor suministro de electricidad en el pasado. La diferencia esta vez es que si la compañía eléctrica no cumple con las horas no solares que promete, el contrato trilateral firmado con Daystar y la empresa de servicios públicos volverá a ser un acuerdo entre el instalador y el cliente, y AEDC y sus pares tendrán que pagar cualquier deuda pendiente. dinero adeudado por el trabajo de la red.
Cuando se le preguntó si el programa podría efectivamente hacer que las empresas de servicios públicos con problemas de liquidez quedaran en el frío, Imohe dijo que el proyecto ofrecía la oportunidad para que AEDC recuperara a los clientes insatisfechos, incluido The Wood Factory, que se había desconectado de la red en favor del diésel. Y añadió: «No vamos a hacer esto para todos nuestros clientes de C&I, sólo para aquellos que tienen necesidades eléctricas particulares».
Ezenwoko dijo: “Sin querer parecer demasiado competitivo, Daystar ha estado haciendo nuestro negocio durante siete años. Podemos hacerlo por nuestra cuenta… El punto con esto es ver cómo podemos trabajar juntos, en lugar de vernos como un adversario. El enemigo común es el generador diésel, ¿verdad? La cláusula del contrato trilateral a bilateral, agregó, “está destinada a mantener a todos alerta”.
riesgo de divisas
El elefante en la habitación del estudio RMI es el espectro aparentemente siempre presente, en África, de la inestabilidad política. Después de ser elegido presidente de Nigeria en mayo de 2023, Bola Tinubu abandonó el banco central el poder de fijar el tipo de cambio de la moneda nacional, el naira, en favor de un tipo de cambio basado en el mercado.
Si el equipo solar de Daystar proviene de los Estados Unidos – como prevé la USTDA – ese cambio podría agregar un 40% a los costos de actualización de la red del instalador y podría aumentar el costo de la electricidad generada para los clientes de C&I en un 27%.
Sin embargo, la energía suministrada será competitiva frente a la generada con diésel, afirmó Ezenwoko.
«Es la realidad del entorno en el que trabajamos y vivimos», dijo. “La forma de verlo es: ¿cuál es la alternativa? El diésel tiene una relación directa con el tipo de cambio y la mayoría de los contratos de gas se basan en dólares estadounidenses. No importa la cantidad de energía utilizada, estarás expuesto al riesgo de divisas. Siempre existe el riesgo de la diferencia. [in currency values] subiendo y el proyecto encareciendo. En general, seguirá siendo más barata que otras fuentes de energía”.
Es probable que la conexión de los primeros 20 clientes esté completa en 2025. Sin embargo, una de las tres empresas de servicios públicos inicialmente contratadas por RMI aparentemente ya no está interesada, y el extenso informe dedicó solo dos páginas a los impactos ambientales y sociales. del proyecto. Es evidente que todavía quedan desafíos por delante para un plan destinado a incorporar los servicios públicos tradicionales (y el diésel) a la transición energética de África.
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