La energía solar cubre la cifra récord del 120% de la demanda eléctrica en Australia Meridional

El sistema eléctrico de Australia Meridional es un buen conejillo de indias sobre lo que puede ocurrir en el sistema español en 2-3 años. Si por una parte la buena noticia es que las renovables pueden cubrir una proporción creciente de la demanda, el revés de la moneda es que habrá también una cantidad creciente de horas en las que la generación renovable, en este caso solar, será superior a la demanda, y por lo tanto habrá que encontrar una solución para la utilización de esa energía (para que no se pierda), mediante la exportación o el almacenamiento.
Es importante tener en cuenta el factor económico en el funcionamiento de un sistema eléctrico. Los ingresos de los generadores tienen que ser suficientes para cubrir sus costes (ya sean de capital y/o de combustibles, y de OPEX). En la página web en cuestión se puede ver el ingreso medio de las diferentes tecnologías durante la semana del 6-13 de septiembre: la tecnología solar en tejado generó 60 GWh a un precio medio de -16,56 dólares australianos/MWh (-9,89 €/MWh), mientras que la solar a gran escala (utility), suministró 19,5 GWh a -0,41 €/MWh. Lo que no muestra la aplicación es qué tipo de contratos pueden tener esas instalaciones, pero lo que si dejan claro estas cifras es que un inversor con un proyecto solar se lo pensará bastante antes de entrar en este mercado con estas perspectivas de precios.
Llevado al extremo, el problema puede no ser sólo de precios sino de acceso a la red (por no llegar a casar en el mercado al haber tanta sobreoferta solar) y, por lo tanto, de cumplimiento de los contratos (PPAs) que se tengan con los compradores de la electricidad de las plantas, o las obligaciones de suministro que se tengan por el sistema regulado (primas, CFDs, etc).
El sistema eléctrico español tiene, respeto al de Australia Meridional, la ventaja de tener bastante potencia de generación hidráulica y cierta cantidad de bombeos que pueden servir (en función de la pluviometría) de amortiguador de los extremos de generación de las tecnologías renovables variables (FV y eólica), pero también es un sistema considerablemente más grande, por lo que a futuro, con una entrada masiva de nueva generación renovable variable, con lo que hay no es suficiente para asegurar un funcionamiento equilibrado del mismo, especialmente en términos de ingresos para los generadores.
Si se quiere alcanzar un 100% de renovables habrá que ir pensando en como asegurar que hasta el último MW de potencia/almacenamiento y la última mejora en la red necesarios para el funcionamiento del sistema se haga. Y tendrá que pagarlos el consumidor (directa o indirectamente). Por ello es importante que las intervenciones regulatorias políticas vayan encaminadas a optimizar los costes del sistema y no incrementarlos innecesariamente. Como puede ocurrir por ejemplo en España si hay que rescatar a las plantas FV que no son rentables porque se ha sobreinstalado demasiado de esta tecnología (sobreinstalación espoleada por el MITECO en la revisión del PNIEC, a instancias del sector FV). Porque si tendremos 56 GW de FV en 2025 habrá que rescatar a todas las empresas con instalaciones que no tengan un buen PPA, o vendan su electricidad a través de sus comercializadora. Y si no se rescatan serán compradas por las empresas que tengan un mix tecnológico más variado y/o un pulmón financiero más grande. No es que sea una perspectiva muy halagüeña para el sector, con miles de trabajos en riesgo por una mala planificación (si no hay rescate), o alternativamente un encarecimiento de la factura eléctrica para los consumidores (si hay rescate). Menos ambición y más gestión responsable, por favor.

en Australia meridional, los que tienen autoconsumo reciben 120€ por cada MWh inyectado a la red, costes que después les cobran como suplemento en el recibo a los que consumen de la red. Eso ha hecho que el precio de la electricidad final para un consumidor de la red se duplicase. Otro efecto colateral, es que hay una distorsión de mercado eléctrico y las plantas fotovoltaicas no tienen casi posibilidad de obtener ingresos en el mercado diario y solo pueden obtenerlos mediante un PPA a largo plazo. Eso a pesar de que la electricidad para los consumidores está cara por el dichoso suplemento.
Un tercer efecto colateral es que como para pagar la electricidad de los autoconsumos, el suplemento ha encarecido la electricidad consumida de la red, la gente sigue poniendo autoconsumo a pesar de que sobra electricidad (y aparentemente te pagan por consumir de la red), y lo hacen porque les sale más barato poner autoconsumo y que les paguen por el sobrante, que pagar por los excedentes de otros autoconsumos a través de la red con su dichoso suplemento. Se ha creado una bola de nieve que está generando problemas de estabilidad de la red. Como solución, han propuesto desconectar autoconsumos desde el operador de red o cobrar por inyectar. El primer escollo es que la mayoría de los sistemas de autoconsumo no pueden desconectarse en remoto.

Interesante papel de la energía fotovoltaica. Estamos en Perú siguiendo esos pasos a pesar de que recién comenzamos.