Las reglas solares de Chipre, bajo examen al cubrir la fotovoltaica una cuarta parte de la demanda

Los sistemas pequeños dominan la generación solar

La generación fotovoltaica cubre ya alrededor de una cuarta parte de la demanda eléctrica diaria de Chipre, según sbctv.gr, aunque buena parte de esa producción nunca pasa directamente por el mercado eléctrico. La cuestión central no es solo cuánta energía solar produce el país, sino qué instalaciones cobran, cómo se fija el precio de su electricidad y quién asume el coste de equilibrar la red.

Los datos oficiales del operador del sistema de distribución citados por la publicación dividen la generación fotovoltaica distribuida en tres categorías principales. Más de 102.000 sistemas pequeños instalados en viviendas y empresas forman la mayor parte del perfil solar: 99.854 funcionan con medición neta y 2.343 con facturación neta. Solo 254 instalaciones de gran escala participan en el mercado, por lo que el segmento comercial es muy inferior en número al de los tejados solares.

La composición cambia según la demanda. En un día de bajo consumo, los grandes parques solares aportan el 3,9% de las necesidades totales, mientras que en un día de alta demanda su cuota sube al 9,8%. Los sistemas residenciales no controlables siguen el movimiento contrario, del 8,8% al 3,7%. Su producción permanece relativamente estable, con 972 MWh y 876 MWh respectivamente, lo que indica que la variación de cuota responde a la demanda total y no a recortes sustanciales en los hogares.

Los grandes parques soportan el riesgo de recorte

Cuando la demanda es baja y la radiación solar elevada, la gestión del sistema impone casi todo el recorte necesario para equilibrar la red a los grandes parques fotovoltaicos, informó sbctv.gr. Los productores pequeños y locales están menos expuestos a restricciones de producción. Las grandes plantas absorben así un riesgo operativo que el consumidor no ve directamente en su factura eléctrica.

La mayor parte de la producción fotovoltaica también resulta prácticamente invisible para la formación del precio de mercado. El autoconsumo y la generación distribuida reducen la electricidad que deben aportar las centrales convencionales, sobre todo durante las horas soleadas, pero no fijan por sí mismos un precio de mercado. Por ello, revisar los contratos de venta de energía solar no garantiza una reducción rápida y generalizada de las facturas.

El precio regulado limita la flexibilidad comercial

La electricidad renovable adquirida mediante programas nacionales de apoyo se remunera a un precio regulado de 0,11 €/kWh. El nivel se basa en la metodología de ajuste de combustible de la Autoridad Reguladora de Energía de Chipre y en la Decisión Regulatoria 112/2023. Cuando el coste evitado de generación de la Autoridad de Electricidad de Chipre supera ese umbral, el precio queda fijado en el promedio de compra de 2013-2022.

El marco regulatorio también restringe la contratación. Conforme a la Decisión Regulatoria 01/2021 de CERA, KDP 359/2021, apartado 7.74, EAC Supply tiene expresamente prohibido firmar contratos bilaterales mayoristas. La única excepción es la electricidad de plantas renovables incluidas en programas nacionales, comprada exactamente a 0,11 €/kWh. Esto deja poco margen para negociar precios o adoptar acuerdos comerciales más flexibles.

Las propuestas para revisar los acuerdos solares solo pueden afectar, por tanto, a una parte pequeña y visible de toda la producción fotovoltaica. Un efecto más amplio sobre las facturas dependerá del reparto del riesgo de recorte, de la evolución del equilibrio entre tejados solares y grandes parques y de una posible modificación de las normas que fijan el precio de compra. Para determinar quién se beneficia y si el menor coste solar llega a hogares y empresas, hacen falta datos transparentes sobre el número de contratos, los volúmenes cubiertos y las entidades que los gestionan.