Regras solares de Chipre são examinadas com fotovoltaica cobrindo um quarto da procura
A energia fotovoltaica já cobre cerca de um quarto da procura diária de eletricidade em Chipre, mas grande parte da produção não entra diretamente no mercado. O preço regulado, as restrições aos contratos bilaterais e os cortes impostos aos grandes parques determinam a distribuição de custos e benefícios.
Pequenos sistemas dominam a produção solar
A produção fotovoltaica já satisfaz cerca de um quarto da procura diária de eletricidade em Chipre, segundo o sbctv.gr, mas uma grande parte dessa energia nunca passa diretamente pelo mercado elétrico. A questão central não é apenas quanto o país produz, mas quais instalações recebem, como o preço é definido e quem suporta o custo de equilibrar a rede.
Os dados oficiais do operador do sistema de distribuição citados pela publicação dividem a produção fotovoltaica distribuída em três categorias principais. Mais de 102.000 pequenos sistemas em residências e empresas formam a maior parte do perfil solar: 99.854 operam com medição líquida e 2.343 com faturação líquida. Apenas 254 instalações de grande escala participam no mercado, deixando o segmento comercial muito abaixo dos sistemas em telhados em número de unidades.
A composição varia com a procura. Num dia de baixo consumo, os grandes parques solares fornecem 3,9% das necessidades totais, enquanto num dia de procura elevada a sua participação sobe para 9,8%. Os sistemas residenciais não controláveis seguem a direção oposta, de 8,8% para 3,7%. A sua produção permanece relativamente estável, em 972 MWh e 876 MWh, respetivamente, indicando que a variação da participação decorre da procura total, e não de cortes substanciais nos sistemas domésticos.
Grandes parques suportam o risco de corte
Quando a procura é baixa e a radiação solar elevada, a gestão do sistema impõe aos grandes parques fotovoltaicos quase todo o corte necessário para manter o equilíbrio da rede, informou o sbctv.gr. Produtores menores e locais enfrentam menos restrições de produção. As grandes centrais absorvem assim um risco operacional que o consumidor não vê diretamente na fatura de eletricidade.
A maior parte da produção fotovoltaica também é praticamente invisível na formação do preço de mercado. O autoconsumo e a geração distribuída reduzem a eletricidade que as centrais convencionais precisam fornecer, sobretudo nas horas de sol, mas não estabelecem diretamente um preço de mercado. Por isso, rever os contratos de venda de energia solar não garante uma redução rápida e generalizada das faturas.
Preço regulado limita a flexibilidade comercial
A eletricidade renovável comprada no âmbito de programas nacionais de apoio recebe um preço regulado de 0,11 €/kWh. O valor baseia-se na metodologia de ajuste de combustíveis da Autoridade Reguladora de Energia de Chipre e na Decisão Regulamentar 112/2023. Quando o custo evitado da geração da Autoridade de Eletricidade de Chipre supera esse limite, o preço é fixado na média de compra de 2013-2022.
O quadro regulamentar também restringe a contratação. Nos termos da Decisão Regulamentar 01/2021 da CERA, KDP 359/2021, parágrafo 7.74, a EAC Supply está expressamente proibida de celebrar contratos bilaterais grossistas. A única exceção é a eletricidade de centrais renováveis abrangidas por programas nacionais, comprada exatamente a 0,11 €/kWh. Resta, portanto, pouco espaço para negociar preços ou criar acordos comerciais mais flexíveis.
As propostas de revisão dos acordos solares só podem, assim, afetar uma parte pequena e visível de toda a produção fotovoltaica. Um efeito mais amplo nas faturas dependerá da distribuição do risco de corte, da evolução do equilíbrio entre telhados solares e grandes parques e de uma eventual alteração das regras que fixam o preço de compra. Para apurar quem beneficia e se os menores custos solares chegam às famílias e empresas, são necessários dados transparentes sobre o número de contratos, os volumes abrangidos e as entidades responsáveis pela sua gestão.