La industria critica el plan de apagado solar "anticuado y brutal" de la azotea para Sunshine State

9 de noviembre de 2022 por Sophie Vorrath Deja un comentario

Una nueva regla que requerirá que un gran número de sistemas solares en los techos de Queensland estén equipados con tecnología de "mediados del siglo XX" ha sido criticada por la industria y los principales organismos como obsoleta, imprudente y que probablemente imponga "costos adicionales significativos" a los consumidores e instaladores.

Energy Queensland ha revelado que a partir del 6 de febrero de 2023, los sistemas de almacenamiento de batería y energía solar en techo nuevos y de reemplazo de 10 kW y más estarán equipados con un dispositivo de señalización de generación que permitirá a los operadores de red del estado apagar estos sistemas fotovoltaicos, de forma remota, si es necesario. .

El dispositivo de señalización de generación, también conocido como "control de onda", es la respuesta de Energy Queensland al problema cada vez más apremiante de grandes cantidades de exportaciones solares diurnas que envían una demanda operativa tan baja que amenazan la seguridad del sistema.

Es un problema que requiere una solución relativamente urgente, particularmente en el contexto de una reforma históricamente glacial del mercado energético. Y particularmente para el Estado del Sol, donde hace poco más de un mes, la demanda operativa alcanzó un nuevo mínimo histórico ya que la energía solar contribuyó con el 42 por ciento de la demanda total de energía en el Mercado Nacional de Electricidad.

En el sur de Australia, donde la energía solar en los techos se dispara hacia breves momentos para suministrar el equivalente al 100 por ciento de la demanda estatal, las reglas de apagado solar y las tecnologías habilitadoras han estado vigentes en el estado durante dos años, junto con los límites de exportación de energía solar.

Australia Occidental hizo lo mismo un año después, en noviembre de 2021, para convertirse en el segundo estado en permitir que el operador de la red ordene que los sistemas solares residenciales en los techos se apaguen de forma remota como medida de emergencia para mantener estable la red.

Pero mientras Australia Meridional y Australia Occidental han tratado de resolver el problema haciendo que los sistemas solares sean más inteligentes y más visibles para las redes y el operador del mercado a través de soluciones de software y las últimas tecnologías de inversores, Queensland, el estado que más depende del carbón del país, ha optado por utilizar comparativamente ferretería antigua.

Como dice Energy Queensland, el dispositivo básico de encendido y apagado que planea hacer obligatorio para todos los sistemas solares nuevos o mejorados de más de 10kW, se ha utilizado para administrar la seguridad del sistema en la red del estado "durante casi 70 años", principalmente para controlar la carga, como sistemas de agua caliente.

Y en el contexto de lo que es un problema claramente moderno, qué hacer con toda esa energía solar ultrabarata a la mitad del día, es un enfoque que prácticamente nadie en el sector de las energías renovables o la energía solar y el almacenamiento de baterías apoya.

En una presentación a Energy Queensland realizada durante un período de consulta notablemente breve, el Consejo de Energía Limpia dice que si bien comprende la necesidad de un mecanismo de respaldo de emergencia, "[no] apoya la forma en que Queensland propone implementarlo".

"Energy Queensland propone un enfoque contundente de simplemente apagar los paneles solares fotovoltaicos y el almacenamiento de baterías", dice la presentación de la CCA.

"La interoperabilidad es el camino hacia el futuro. El control de ondulación es una tecnología de mediados del siglo XX", dice, señalando los enfoques más modernos basados ​​en la nube que ya se utilizan en el sur y el oeste de Australia.

"La funcionalidad de reconexión de desconexión remota ya ha sido creada por la industria para su uso en SA y WA. Queensland simplemente podría agregarse a la plataforma", dice la presentación de la CCA.

Otras preocupaciones clave señaladas por la CCA y otras presentaciones incluyen la disponibilidad del hardware recién exigido, la falta de consulta con los consumidores y la desviación de lo que están haciendo otros estados en el NEM.

Intellihub, cuya presentación está firmada por un grupo de inversores solares de renombre, incluidos SMA, Fronius y Enphase, dice que los planes de Queensland son "demasiado restrictivos" y "fuera de sintonía" con otros estados y es probable que impongan "significativas innecesarias". costos" de los clientes.

El grupo de la industria advierte que los costos de la "tecnología obsoleta" podrían oscilar entre $ 300 y $ 1,000 donde se requiere una configuración adicional, un costo que se transferirá al consumidor final y también consumirá los márgenes ya ajustados de los instaladores.

El grupo también advierte, al igual que la CEC, que la tecnología, si bien es bastante básica, no está probada para funcionar con inversores solares y de batería, y podría causar problemas que corresponderán a la industria para rectificar, incluida la confusión y la frustración entre los clientes.

"Este es un proceso no probado", dice la presentación de la CCA. "Podría funcionar perfectamente cada vez, pero eso parece muy poco probable, y sería imprudente hacer esa suposición.

"Apagar los inversores de batería tendrá consecuencias no deseadas para el uso de baterías como fuentes de energía de respaldo", agrega.

"El documento de consulta no proporciona una justificación para apagar las baterías de los clientes, así como su panel solar fotovoltaico".

Eddie Springer, el fundador y director ejecutivo del importante instalador de baterías y energía fotovoltaica Springer Solar, dice en su propia presentación a Energy Queensland que el mecanismo de respaldo propuesto es "una medida anticuada y brutal".

En comentarios adicionales de SolarEdge agregados a la presentación de Springer, el fabricante global de inversores dice que apresurarse a través de un mecanismo de este tipo es arriesgado y "altamente cuestionable".

"Apagar un inversor a la mitad del día sin que la red vea la carga detrás del medidor no solo detendrá cualquier exportación fotovoltaica, sino que también introducirá en la red todas las cargas detrás del medidor que el sistema ha estado suministro", dice SolarEdge.

"Esto podría provocar enormes fluctuaciones de voltaje y frecuencia que luego podrían provocar el disparo en cascada de otros inversores y generadores en la red.

“El riesgo aquí es significativo e injusto cuando no solo existen otras opciones de control más superiores, sino que ya se han probado y comprobado que funcionan bien en Australia”, continúa la presentación.

"La propuesta también es una solución a muy corto plazo que no tiene ningún beneficio a prueba de futuro".

Por su parte, Energy Queensland parece haber tomado una decisión. En el sitio web del Mecanismo de Respaldo de Emergencia aquí, dice que después de considerar los comentarios (la consulta se lanzó en septiembre), decidió seguir adelante con el mecanismo según lo planeado, a partir de febrero de 2023.

Las empresas de red propiedad del gobierno estatal Energex y Ergon Energy tienen sus propias páginas web, aquí y aquí, que respaldan esta decisión y explican qué conexiones de inversor se requieren para instalar el hardware obligatorio a partir de la fecha de febrero.

Lo que a los actores de la industria como Springer les gustaría ver de parte de las empresas de energía del gobierno estatal es más tiempo, más consultas y más opciones.

"Para empresas como la nuestra... tenemos trabajos vendidos dentro de seis meses y están introduciendo un nuevo requisito que no hemos tenido tiempo para planificar, ni para calcular el costo ni para probar".

Springer dice que la otra gran preocupación de la industria son los efectos colaterales que este instrumento contundente podría tener en los sistemas de sus clientes, algunos de los cuales podrían tener múltiples inversores y controles de energía inteligentes finamente ajustados.

Él dice que no ha habido garantía de que los clientes sepan lo que está sucediendo cuando sus sistemas solares se apagan repentinamente, y no hay pruebas para asegurar a la industria que los sistemas se volverán a encender sin problemas.

Springer dice que un escenario en el que los clientes entran en pánico por el apagado, o sus sistemas no vuelven a estar en línea correctamente, podría terminar agregando nuevas presiones laborales y de costos a las empresas que simplemente no pueden absorber.

"Tiene que haber una mejor manera", le dice a One Step Off The Grid. "Estamos usando tecnología de los años 50. Tiene que haber una mejor manera que un gran botón rojo que suena y apaga todo".

"Queremos más tiempo y más consultas, y la seguridad de que utilizarán este respaldo como último recurso absoluto", dice Springer. “No puede ser el primer mecanismo de control que implementemos”.

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Sophie es editora de One Step Off The Grid y editora adjunta de su sitio hermano, Renew Economy. Sophie ha estado escribiendo sobre energía limpia durante más de una década.

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