Solarletter #17_ES - La amenaza del curtailment, un peligro para la fotovoltaica en Grecia
También: Las baterías empujan fuerte en California, Batalla de regulaciones, IRA vs NZIA y Paso atrás en Rumanía de dos fabricantes de módulos chinos
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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!
La amenaza del curtailment, un peligro para la fotovoltaica en Grecia
Si en Solarletter #16 comentábamos que el exceso de potencia fotovoltaica en España ya se empezaba a notar, esta vez pasamos a Grecia. Un país de similares características a España, no sólo en el modo de vida, si no también en cuanto a condiciones meteorológicas (por lo menos en comparación al sur y en la zona mediterránea, en el norte nos toca esperar a los efectos del cambio climático imagino).
Sin embargo, en Grecia nos encontramos con otro problema a parte de los bajos precios del pool en horas solares, y es que tenemos que hablar de problemas de saturación de red. No sólo las comercializadoras son capaces de “apagar” el parque por razones económicas, si no que en Grecia se suman ya también los operadores de red.
Batiendo nuevo récord de instalación en 2023, un total de 1,59 GW fueron conectados a la red el año pasado, sumando así un total de 7,1 GW (pv-magazine). Y por los datos más actuales que he podido encontrar, el mayor pico de consumo en Grecia se dió en Agosto del 2021, llegando a alcanzar los 9,4 GW (KMPG). Echando un cálculo rápido, observamos que la potencia fotovoltaica en Grecia ronda un 75 % de la potencia pico nacional.
Por otro lado, España a finales de 2023, tiene una potencia fotovoltaica instalada de 25,55 GW (Renewables Now). Considerando que el pico de potencia en los últimos 5 años ha rondado los 38-40 GW (REE), hablamos de que en el caso español alcanzamos un 65 %. En este rápido análisis, no se ha tenido en cuenta la capacidad de las interconexiones eléctricas con otros países (aunque en este caso, ambos vuelven a compartir de nuevo características similares).
En su artículo, Ilias Tsagas comenta que el operador de red IPTO tuvo que desconectar toda la generación renovable conectada a la red de transmisión el día 5 de Mayo. Día especial en Grecia, pues celebran su semana santa ortodoxa, de ahí la baja demanda, pero es que además, tuvo que pedir a la distribuidora HEDNO que desconectara 1 GW de potencia fotovoltaica.
Pandelis Biskas, profesor de la Universidad Aristóteles de Tesalónica, Grecia, del Departamento de Ingeniería Eléctrica e Informática, ya lo avisó en abril en la asamblea anual de la asociación de productores solares Pospief, con sede en Salónica. Biskas les dijo a los inversores, que desde el 1 de Marzo al 13 de Abril, IPTO tenía planeado un curtailment de 220 GWh, alrededor de un 4 % de la producción nacional de electricidad verde del país durante este período. Por comparar, en 2023, sólo fue necesario “tirar” 228 GWh.
Biskas lanza además su predicción, y cree que para 2030, ese porcentaje se elevará hasta el 15 %.
A esto se le añade el problema de que la distribuidora HEDNO, no es capaz de simplemente reducir la producción de la instalación, o todo o nada. Sin embargo, una nueva ley aprobada en el parlamento griego, obligará a todas aquellas instalaciones superiores a los 400 kW, a poder ser controladas de forma remota y poder así, variar la producción.
Para corregir esto, Grecia lanzó el año pasado una subasta de 1 GW para proyectos de almacenamiento. Sin embargo, el secretario general de Pospief, Petros Tsikouras asegura que fue en la dirección incorrecta:
Al gobierno le llevó cuatro años introducir un marco de almacenamiento de energía y, cuando lo hizo, sólo permitió sistemas de almacenamiento de energía subsidiados “front of the meter”. Por el contrario, Pospief pide al gobierno que abra el mercado del almacenamiento de energía a los sistemas de almacenamiento “behind the meter” que se instalan sin subvenciones. En Grecia existe un fuerte apetito inversor por este tipo de sistemas. El argumento comercial existe dado que dichos sistemas pueden participar en el mercado de servicios de equilibrio del país”, dijo Tsikouras. “Aquí es donde radica el problema principal. El gobierno ha retrasado el marco de almacenamiento de energía para dar tiempo suficiente a las plantas de gas para aprovechar los beneficios del mercado de servicios de equilibrio. En algún momento, cederá ante la presión y permitirá que también se construya un almacenamiento de energía “behind the meter”. Hasta entonces, el mercado de servicios de balanceo estará dominado por plantas de gas que pueden flexibilizar su producción como quieran.
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Las baterías empujan fuerte en California
En relación a la noticia anterior y la edición pasada, volvemos a traer el caso de California. Esta vez no han sido 6 GW de potencia, si no 7 GW de potencia proveniente de almacenamiento en baterías.
En su post, Gavin Mooney recuerda que hace 5 años, la baterías batieron el récord de los 120 MW. Ahora, en las últimas semanas se han convertido en una pieza clave para almacenar la energía barata de la fotovoltaica, y trasladarla a los momentos de mayor demanda a la tarde-noche.
El 30 de abril, los ciclos de gas siguieron siendo la mayor fuente de energía al atardecer. Sin embargo, las baterías consiguieron evitar las importaciones por un par de horas hasta las 21:10.
Aún teniendo ya una potencia instalada de 10,3 GW, se esperan que otros 3,8 GW se conecten a la red hasta finales de 2024. California lleva la delantera en cuanto a potencia instalada en baterías, pero se calcula que para pasar a una generación libre de carbono se necesitarán de 52 GW para 2045.
Finalmente, la fotovoltaica también se tiñe de récords, pues hace un par de semanas también alcanzaron un nuevo pico de producción con 18,54 GW.
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Batalla de regulaciones, IRA vs NZIA
Interesante post de Kiko Maza, consultor en energías renovables. Kiko muestra dos noticias que hablan por si solas, por el momento, parece que la batalla de regulaciones la está ganando el "Inflation Reduction Act” de los Estados Unidos. El “Net Zero Industry Act” no consigue revertir la situación.
En Estados Unidos el “Inflation Reduction Act” atrae fabricación local, cómo es el caso de First Solar. En Solarletter #6 ya hablamos más en detalle sobre él y de cómo la nueva regulación atraía inversión extranjera al país para fabricar de forma local.
Al otro lado, sobre la situación “Made in Europe”, lo hicimos en Solarletter #11, dónde los bajos precios de los módulos producidos en China, pone entre la espada y la pared a los fabricantes europeos.
Mientras que el IRA fue firmado en Agosto de 2022 por Joe Biden, el NZIA ha tenido que esperar hasta Abril del 2024 para ser aprobado. ¿Llega la cura demasiado tarde?¿Es aún posible recuperar la fabricación made in Europe?
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Paso atrás en Rumanía de dos fabricantes de módulos chinos
En la sección de módulos, vamos con una noticia interesante en el Períodico de la Energía, por Ramon Roca. Es la primera vez que dos fabricantes de módulos chinos deciden salirse de una licitación para no tener que ser investigadas por las ayudas que reciben del gobierno de Pekín.
La presión sobre los fabricantes solares chinos empieza a hacerse evidente. La Comisión Europea ha observado que dos empresas se han retirado de un procedimiento de contratación pública para la construcción de un parque fotovoltaico en Rumanía. Las empresas involucradas son ENEVO, que incluye a LONGi Solar Technologie GmbH, y Shanghai Electric UK Co. Ltd. junto con Shanghai Electric Hong Kong International Engineering Co. Ltd.
La retirada se produce después del anuncio de la Comisión Europea el 3 de abril de 2024 sobre la apertura de una investigación en virtud del Reglamento sobre subvenciones extranjeras. Como consecuencia de esta retirada, la Comisión cerrará dicha investigación.
Estas investigaciones se relacionan con un procedimiento llevado a cabo por una entidad adjudicadora rumana (Societatea PARC FOTOVOLTAIC ROVINARI EST SA) para el diseño, construcción y explotación de un parque fotovoltaico en Rumanía con una capacidad de 454,97 MW, financiado parcialmente por la Unión Europea. El valor estimado del contrato es de aproximadamente 375 millones de euros. El comisario de Mercado Interior, Thierry Breton, afirma:
“La energía solar es vital para la seguridad económica de Europa. Estamos invirtiendo masivamente en la instalación de paneles solares para reducir nuestras emisiones de carbono y nuestras facturas de energía, pero esto no debería hacerse a expensas de nuestra seguridad energética, nuestra competitividad industrial y los empleos europeos. El Reglamento sobre subvenciones extranjeras garantiza que las empresas extranjeras que participan en la economía europea lo hagan respetando nuestras normas sobre competencia leal y transparencia”
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El consejillo de la edición
En la edición de hoy venimos de nuevo con algo más técnico, que por lo general es más interesante (al menos para mí), pero también lleva algo más de tiempo. Por suerte el lunes fue festivo en Alemania :D. En Solarletter #12, ya hablamos sobre los fusibles para los strings y la parte de DC, por eso esta vez nos pasamos a la parte de AC y las protecciones para los inversores.
Por resumirlo un poco, la protección tiene la función de proteger el cable/circuito conectado a él. Los cables, en función de la corriente que circula por ellos, tienen una curva de carga, a partir de la cual estos se dañarán. Esta curva se conoce cómo “I²t” y muestra la capacidad térmica del cable.
Los fusibles por su parte, también disponen de su curva característica, a partir de la cuál desconectarían el circuito en cuestión. (tambíen los magnetotérmicos o circuit breakers, pero de estos hablaremos en futuras ediciones, así que no olvides subscribirte si aún no lo has hecho).
En la gráfica anterior, se puede observar la intensidad nominal de la carga (Ib), la curva del fusible y la curva del cable. La curva del fusible debe estar a la izquierda de la curva del cable, lo que significaría, que a medida que aumente la corriente, la protección siempre saltará ante de que la sobrecorriente afecte al cable.
Para asegurar la selección correcta de un fusible, debemos entonces atender a las siguientes condiciones:
Condición 1: La intensidad nominal del fusible (In), tiene que estar por encima de la corriente nominal de la carga (Ib), pero por debajo de la máxima corriente del cable (IZ).
Condición 2: La corriente de fusión del fusible (If)tiene que ser menor o igual que la intensidad máxima que soporta el conductor (IZ) incrementada un 45 %:
Nota: En el caso de fusibles del tipo “g” con una intensidad de nominal de más de 16 A, tenemos que If = 1,6 x In.
Las condiciones anteriores nos servirán para determinar la intensidad nominal del fusible (In). Por otro lado, tenemos que comprobar también otras características del fusible cómo:
La capacidad de interrupción en cortocircuito del fusible, tiene que ser mayor que la máxima corriente de cortocircuito en el punto de instalación (Icc).
La tensión nominal del fusible tiene que ser válida (estar por encima) de la tensión nominal del circuito.
Si queréis ir más al detalle, os dejo este interesante vídeo de Juan Alberto Melchor, dónde explica en detalle punto por punto:
Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.
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¡Saludos solares!