La escasez de energía en la red impulsa el auge de la energía solar a pequeña escala en China

Fuente: https://www.pv-magazine.com/

La energía fotovoltaica distribuida y a pequeña escala se ha convertido en una parte importante del mayor mercado solar del mundo, pero ahora se enfrenta a las mismas limitaciones de red que han frustrado la energía fotovoltaica a gran escala en China y otras partes del mundo.

Los sistemas solares de generación distribuida (GD) en China han evolucionado para competir con los sitios a escala de servicios públicos. Los datos de la Administración Nacional de Energía (NEA) revelaron que alrededor de 96,3 GW de los 216,3 GW de capacidad de generación solar agregada en China en 2023 fueron sistemas comerciales e industriales (C&I), residenciales y otros sistemas de pequeña y mediana escala. Los 23,8 GW de sistemas distribuidos instalados en el primer trimestre de 2024 superaron los 21,9 GW de capacidad de proyectos montados en tierra.

Allí donde la energía solar a gran escala fue la protagonista, los sistemas comerciales e industriales siguieron su ejemplo, y en los últimos años la energía fotovoltaica residencial ganó terreno. Las instalaciones se vieron favorecidas por iniciativas como el Proyecto Golden Sun y el Programa Top-Runner, que se introdujeron en 2012 después de que las disputas comerciales con Estados Unidos y Europa afectaran a los exportadores de energía solar chinos.

En 2014, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de China (NDRC) introdujo una regulación y subsidios para la energía fotovoltaica distribuida, lo que atrajo a los inversores. La energía solar a pequeña escala sobrevivió incluso al impacto de los recortes de subsidios del “31 de mayo” introducidos por Beijing a fines de mayo de 2018, aprovechando sus ventajas inherentes sobre los proyectos solares a gran escala.

Arreglos atractivos

Los sistemas distribuidos se pueden instalar en los tejados de los centros de población con limitaciones de tierra en la costa oriental de China y pueden suministrar cómodamente las cargas eléctricas más bajas típicas de los edificios residenciales, reduciendo así la restricción del exceso de generación en comparación con los grandes sitios solares.

Los precios de la electricidad comercial e industrial pueden ser mucho más altos que las tarifas para el consumidor común, lo que refuerza los argumentos a favor de la energía solar comercial e industrial. En la provincia de Jiangsu, la electricidad comercial e industrial cuesta alrededor de 0,90 CNY (0,10 dólares)/kWh, frente a los 0,50 a 0,60 CNY para los consumidores residenciales. Las tarifas comerciales e industriales pueden superar 1 CNY/kWh en las provincias del sur, incluidas Zhejiang y Fujian.

Desde 2014, los sistemas fotovoltaicos distribuidos (generalmente considerados de hasta 6 MW en escala) han ganado popularidad debido a la facilidad de conexión a la red a un costo menor que los sistemas solares de gran tamaño, la necesidad mínima de equipos de refuerzo y transformación, la flexibilidad del sitio y las bajas pérdidas de transmisión, gracias a su proximidad a los usuarios finales.

El auge de la vivienda

Los subsidios gubernamentales a los precios de la electricidad para el hogar hicieron que la energía fotovoltaica residencial quedara rezagada con respecto a la solar comercial e industrial durante un tiempo, pero la caída de los precios de los paneles e inversores desde 2019 ha impulsado el segmento. Los subsidios a la energía solar doméstica han acelerado aún más el proceso. En 2019, se agregaron 5,3 GW de capacidad residencial. Esto se disparó a 43,5 GW de nueva capacidad en 2023 y podría superar los 50 GW en 2024.

Las provincias del norte, como Shandong, Hebei y Henan, han albergado tradicionalmente más del 70% de la capacidad de generación solar residencial de China gracias a los recursos solares disponibles, las comunidades rurales prósperas y las redes de distribución eléctrica bien establecidas. Desde 2023, las provincias del centro y este de China, incluidas Jiangsu, Zhejiang, Hunan y Jiangxi, han experimentado una rápida implementación de la energía solar en los hogares.

Revés de la política

En junio de 2021, la NEA anunció la fase inicial de su Promoción a Nivel de Condado, valorada en más de un billón de yuanes, cuyo objetivo era incentivar a las empresas de servicios públicos estatales y a los gobiernos a nivel de condado a instalar energía solar en edificios gubernamentales, instituciones educativas, centros de atención médica y otras estructuras públicas, así como en viviendas particulares. Los responsables de las políticas identificaron al 24% de los condados de China (676 autoridades) como participantes.

Las empresas eléctricas estatales están más acostumbradas al desarrollo de energía solar a gran escala y enfrentan dificultades con las complejidades de la implementación de energía fotovoltaica distribuida y la dinámica entre el gobierno local, los residentes, las empresas privadas y otras partes interesadas. Muchos de los proyectos a nivel de condado se estancaron antes de su finalización y, en algunos casos, se volvió a involucrar a las empresas privadas marginadas por la política para que ellas, o los propios condados, pudieran realizar el desarrollo para lograr los objetivos de la política. Para fines de 2023, se había logrado menos del 15% de la ambición de capacidad de generación de la política.

Desafíos clave

El auge de la energía solar que se ha experimentado en China desde 2016 ha superado la capacidad de la red, lo que ha provocado una reducción excesiva de la electricidad limpia generada por las instalaciones a gran escala en el norte y el noroeste de China. La NDRC respondió limitando la reducción permitida al 5% y muchos inversores cambiaron su atención a la energía fotovoltaica distribuida en el centro y el este de China. Como resultado, las instalaciones distribuidas ahora están empezando a enfrentar los mismos problemas de capacidad de la red.

Desde 2023, más de 20 provincias y municipios (entre ellos, Liaoning, Hubei, Henan, Guangdong, Anhui y Jiangxi) han introducido políticas para restringir la energía fotovoltaica distribuida, entre ellas la suspensión de la presentación de proyectos, la prohibición de la construcción y el rechazo de solicitudes de conexión a la red. Incluso Shandong, Hebei y Henan están experimentando restricciones de la red en los paneles solares rurales, lo que pone en duda el futuro de la trayectoria de crecimiento del segmento solar residencial.

“La intermitencia, la volatilidad y la reducción de picos [la naturaleza de su generación] son ​​las principales razones que afectan a la conexión a la red de la energía solar fotovoltaica”, dijo Zhang Jinping, director del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica de China. Los paneles distribuidos generan sobretensiones y subtensiones, así como sobrecargas en la línea y en los transformadores, dijo. La volatilidad resultante fue subrayada por los datos de 2023 del operador de red regional State Grid Corp. of China que muestran que las fluctuaciones de energía intradía alcanzaron los 256 GW.

Camino delante

La empresa de servicios públicos estatal y Beijing están explorando soluciones para abordar las limitaciones de la red, incluidas políticas, tecnología, precios y estrategias de mercado.

El entusiasmo por la energía fotovoltaica distribuida sigue vigente, gracias a la caída de los precios de los equipos desde 2023 y al aumento del límite de reducción de la energía solar y eólica del 5% al ​​8% por parte de la NDRC y State Grid. Incluso la inversión en proyectos se ve afectada por esta última medida, ya que las nuevas instalaciones pueden operar a tarifas reducidas para mantenerse dentro del límite de reducción.

La caída de los costos de las baterías está haciendo viable el almacenamiento de energía distribuida, y la capacidad resultante de reducción de picos reduce la volatilidad de la red, además de ofrecer un flujo de ingresos para los propietarios de baterías residenciales y comerciales. En la actualidad, algunas redes provinciales de China están utilizando la reforma de las tarifas eléctricas según el horario para incitar a los consumidores de energía a ajustar sus horarios de uso de electricidad en respuesta a las señales de precios. Esa estrategia tiene como objetivo mejorar la eficiencia general del sistema eléctrico. Varias provincias de China han adoptado diferentes mecanismos de tarifas según el horario, y se han observado cambios notables desde 2023 en provincias como Shandong y Henan. Esas provincias han transformado sus zonas de máxima potencia diurna en períodos de «valle» para dar cabida a una importante contribución de la energía solar. El resultado ha sido precios de la electricidad bajos o incluso negativos durante las cargas diurnas altas. El cambio ha incentivado a los usuarios de electricidad a trasladar los patrones de consumo de la noche al día, lo que ha impulsado el consumo de electricidad de los proyectos de energía solar. Si bien la reforma de las tarifas según el horario puede influir en el consumo de electricidad e impulsar las tasas de consumo de los proyectos fotovoltaicos, también puede conducir a una disminución de los ingresos de los proyectos solares y puede alterar los modelos financieros de los proyectos.

A pesar de la sofisticación de los mecanismos de tarificación en función del momento del día, los expertos en el sector energético sugieren que estos sistemas son menos eficaces que la fijación de precios en tiempo real en el mercado spot. Muchos especialistas del sector energético abogan por una mejora del mecanismo de formación de precios de la energía basado en el mercado, abandonando un enfoque orientado a la planificación para adoptar la fijación de precios spot en tiempo real en lugar de tarifas en función del momento del día. Los partidarios de la fijación de precios en tiempo real creen que podría ser crucial para liberar el potencial de eficiencia de la red y fomentar un mayor avance de los sistemas fotovoltaicos distribuidos.

Según las estadísticas de State Grid y NEA, en 2023 aproximadamente el 47,3% de la energía no fósil de China (principalmente solar y eólica) participó en la negociación en el mercado eléctrico, pero la mayor parte de ese volumen provino de plantas a gran escala. La mayoría de los paneles solares comerciales e industriales de China funcionan para el autoconsumo y el excedente se exporta a la red en lugar de comercializarse en los mercados de electricidad. La mayor parte de la energía solar residencial del país se vende a precios fijos, por lo que existe un gran potencial para la comercialización en el mercado de los paneles distribuidos. A pesar del importante potencial de mercado, el gobierno chino ha procedido con cautela a la hora de promover la comercialización en el mercado de la energía fotovoltaica distribuida. Ese enfoque se debe principalmente al hecho de que las centrales eléctricas existentes reciben subsidios sobre sus precios de electricidad. Cualquier ajuste a las tarifas podría poner en peligro los compromisos del gobierno, lo que podría socavar la credibilidad de Beijing y obstaculizar el desarrollo de la industria.