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Tag: Markets & Policy

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21 de noviembre de 2025

Mientras Index lanza su parque de hidrógeno en Japón, ITM Power anuncia una posible entrega de 710 MW de electrolizadores a Stablegrid de Alemania y Shell trabaja en un electrolizador de 100 MW en Alemania.

Índice ha inaugurado el Parque de Hidrógeno Kashiwazaki en la prefectura de Niigata, Japón. La instalación comprende una planta de demostración de hidrógeno azul y amoníaco, una central eléctrica y una estación de recogida de gas. «El proyecto es el primero de Japón en integrar todo el proceso, desde la producción hasta la utilización de hidrógeno y amoníaco», dijo la compañía japonesa, señalando que obtendrá gas del campo Minami-Nagaoka e inyectará el CO₂ generado como subproducto durante la producción de hidrógeno y amoníaco en el yacimiento agotado de Higashi-Kashiwazaki a través de captura, utilizacion y almacenamiento de carbono (CCUS).
estable rojo ha seleccionado a ITM Power como socio tecnológico y proveedor para dos proyectos de infraestructura energética en Alemania, con un total de 710 MW de capacidad de electrolizadores. «Los dos proyectos funcionarán exclusivamente para equilibrar la red, estabilizar el sistema eléctrico y utilizar cavernas subterráneas como instalaciones de almacenamiento de hidrógeno para absorber las discrepancias entre el suministro de electricidad y el consumo de hidrógeno», dijo el especialista en tecnología de PEM con sede en el Reino Unido. Stablegrid espera llegar a una decisión final de inversión (FID) sobre el proyecto Rüstringen de 30 MW en 2026 y comenzar los trabajos previos a la FEED para el proyecto de 680 MW en enero de 2026. «La FID para este segundo proyecto se prevé para 2028», dijo la compañía en un comunicado de prensa.
Shell Energía Europa ha firmado dos acuerdos de compra de energía (PPA) separados en Alemania con Nordsee One y Solarkraftwerk Halenbeck-Rohlsdorf I/II. «Los acuerdos asegurarán una proporción significativa de la electricidad renovable necesaria para alimentar el electrolizador de hidrógeno Refhyne 2 en construcción en Shell Energy and Chemicals Park Rheinland en Alemania», dijo la filial de Shell. Según el acuerdo de cinco años con Nordsee One, una empresa conjunta entre Northland Power y RWE, Shell obtendrá aproximadamente un tercio de la producción del parque eólico de 332 MW. En virtud de un acuerdo separado de 10 años con Solarkraftwerk Halenbeck-Rohlsdorf, Shell consumirá alrededor del 75% de la energía generada por un proyecto solar de 230 MW actualmente en construcción. «Una proporción de la energía generada por ambos proyectos abastecerá al electrolizador Refhyne 2 cuando entre en funcionamiento en 2027». El electrolizador de 100 MW producirá hidrógeno renovable para productos energéticos fabricados en Shell Energy and Chemicals Park Rheinland y utilizados en toda Europa.
Solvay y sé han firmado un acuerdo de 10 años para colaborar en la producción de hidrógeno renovable en las instalaciones de Solvay en Rosignano en Italia, parte del Proyecto Hydrogen Valley Rosignano. «Según el acuerdo, Sapio construirá y gestionará un sistema de electrólisis de 5 MW alimentado por una instalación fotovoltaica de 10 MW construida por Solvay», dijo el grupo químico belga-francés, añadiendo que se espera que el proyecto esté operativo a mediados de 2026. Ha recibido 16 millones de euros en financiación de la región de Toscana como parte del Plan Nacional de Recuperación y Resiliencia (PNRR) de Italia.
CeroAvia y Vehículos aéreos híbridos han firmado un memorando de entendimiento para desarrollar una variante eléctrica de hidrógeno del Airlander 10. El Airlander 10 es un avión híbrido que utiliza una combinación de sustentación aerostática, sustentación aerodinámica y empuje vectorial, con una carga útil de 10 toneladas y un alcance máximo de 4.000 millas náuticas. «El Airlander 10 inicial estará propulsado por cuatro motores diésel, lo que proporcionará una reducción de emisiones de hasta el 90% en comparación con aviones de capacidad similar», dijo el desarrollador británico-estadounidense de aviones eléctricos de hidrógeno.
Mintiendo ha firmado un contrato plurianual con un operador del sector de la movilidad pesada con hidrógeno. Según el acuerdo, Lhyfe suministrará hidrógeno renovable (combustible renovable de origen no biológico) certificado por RfNBO. «A través de este nuevo contrato plurianual, Lhyfe entregará más de 200 toneladas de hidrógeno RfNBO a sus clientes. Este volumen permitirá a los camiones de hidrógeno viajar más de 2,5 millones de kilómetros evitando alrededor de 1.700 toneladas de emisiones de CO₂. El contrato está en vigor desde el 1 de noviembre de 2025», dijo la empresa francesa.
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20 de noviembre de 2025

Científicos de la India han desarrollado un método novedoso para optimizar la ubicación de una estación de carga de vehículos eléctricos en la red, junto con el tamaño de su generación fotovoltaica y el almacenamiento de baterías. También han creado un marco para una oferta innovadora de tragamonedas.

Un grupo de científicos de la India ha desarrollado un método novedoso para programar la carga de vehículos eléctricos (EV) en estaciones de carga que incluyen generación fotovoltaica y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

El método propuesto consta de dos componentes: optimización y jerarquización. El primer componente optimiza la ubicación de las estaciones de carga de vehículos eléctricos (EVCS) dentro de un sistema de distribución radial de 33 autobuses estándar IEEE, junto con el tamaño del sistema fotovoltaico y el BESS. El segundo componente determina el orden en que se cargan los vehículos eléctricos.

«Esta investigación aborda el caos optimizando la ubicación de las estaciones y las operaciones en las redes de distribución, asegurando un flujo de energía eficiente y al mismo tiempo frenando las emisiones y los gastos», dijo el equipo en un comunicado. «Al abordar estos obstáculos, se allana el camino para un transporte sostenible que no sobrecargue nuestras envejecidas redes, haciendo de los vehículos eléctricos una opción práctica para todos, desde los que viajan diariamente a la ciudad hasta los conductores de largas distancias».

La parte de optimización del método se basa en el algoritmo de optimización de rémora multiobjetivo (MOROA), que se inspira en la forma en que los peces rémora se mueven y se adhieren a animales marinos más grandes. Para determinar el tamaño óptimo de PV y del BESS, el modelo primero inicia un “viaje libre”, que representa una búsqueda global con saltos significativos. Posteriormente realiza pequeños ataques, al igual que el animal, localizando mejor la zona de la respuesta. Finalmente, el modelo pasa al estado de “explotación”, afinando la mejor respuesta.

En cuanto a la parte de jerarquización del método, el sistema utiliza el proceso de jerarquía analítica (AHP) para ver si puede ofrecer un lugar de carga a un vehículo eléctrico. La solicitud debe realizarse inicialmente a través de una aplicación de teléfono móvil. Luego, el sistema considera varios parámetros para determinar la asignación, incluyendo la hora de llegada al EVCS, la hora de salida suponiendo una carga de cinco horas, el estado de carga, el estado de carga deseado, la distancia del EV desde el EVCS y la disponibilidad de espacios. Un algoritmo asigna una puntuación normalizada a cada parámetro, en función de la cual se toma una decisión para el conductor.

«El mecanismo de clasificación por peso significa menos tensión en la red, lo que se traduce en menos apagones y tarifas eléctricas más bajas para las comunidades», explicó el equipo. «Los propietarios de vehículos eléctricos disfrutan de cargas más rápidas y económicas, mientras que los operadores de estaciones aumentan sus ganancias a través de la integración optimizada de PV-BESS. Desde el punto de vista ambiental, las emisiones minimizadas apoyan los objetivos globales de neutralidad de carbono, evitando potencialmente toneladas de CO2 anuales en áreas de alta adopción de vehículos eléctricos».

Para probar su método, los investigadores realizaron una simulación en MATLAB de un sistema de 33 autobuses IEEE. Colocaron dos EVCS (EVCS 1 y EVCS 2) en la red, cada uno con sistemas BESS y fotovoltaicos de tamaño óptimo. EVCS 1 fue diseñado para albergar 40 vehículos eléctricos y EVCS 2 para albergar 80. Sin embargo, recibieron solicitudes de carga simultáneas de 80 y 150 vehículos eléctricos, respectivamente. La simulación mostró tres tipos de vehículos: un MG Comet con una batería de 17,3 kWh, un Tata Tiago con una batería de 19,2 kWh y un Citroën eC3 con una batería de 29,2 kWh.

Los científicos probaron cuatro escenarios en el bus IEEE 33: un caso base sin nada agregado al bus (caso 1); el bus IEEE 33 con los dos EVCS (caso 2); el bus IEEE 33 con los dos EVCS y PV (caso 3); y finalmente el bus IEEE 33 con los dos EVCS y PV y BESS (caso 4). En todos los casos que requirieron EVCS, MOROA colocó EVCS en el autobús 29 y EVCS 2 en el autobús 11. En todos los casos que requirieron energía fotovoltaica, el tamaño consistió en 514 módulos de 5 kW cada uno en la primera estación y 318 módulos de la misma capacidad en la segunda estación. EVCS 1 requirió 90 BESS con una capacidad de 18 kWh cada uno, y EVCS 2 requirió 92 de los mismos BESS.

En el Caso 1, la pérdida total de potencia fue de 2.206,88 kW. En los casos restantes cambiaron a 2.417,97 kW, 1.604,01 kW y 1.591,52 kW para los Casos 2, 3 y 4, respectivamente. Las emisiones de la red aguas arriba fueron de 34.055,24 kg, 35.543,88 kg, 24.926,55 kg y 25.056,24 kg, respectivamente. Los costos correspondientes a cada configuración fueron 92.629.901,34 INR (1.045.566,50 dólares), 96.952.067,57 INR, 161.078.952,90 INR y 164.542.048,50 INR, respectivamente.

«Este enfoque impulsado por MOROA podría revolucionar la planificación urbana, integrando EVCS inteligentes en ciudades inteligentes donde los combos PV-BESS manejan las demandas en tiempo real de flotas masivas de vehículos eléctricos», concluyeron los científicos. «Más investigaciones podrían incorporar IA para el modelado predictivo del tráfico de vehículos eléctricos o energías renovables híbridas como la eólica, mejorando la resiliencia contra la variabilidad climática. Al refinar las incertidumbres en los comportamientos de los vehículos eléctricos, como las llegadas aleatorias, las iteraciones futuras podrían optimizar redes más grandes, como los sistemas de autobuses IEEE 69, reduciendo aún más los costos y las emisiones para una transición fluida al transporte electrificado en todo el mundo».

Sus hallazgos fueron publicados en “Programación de carga de vehículos eléctricos multiobjetivo para estaciones de carga de vehículos eléctricos basada en almacenamiento de energía fotovoltaica y en baterías en la red de distribución.,» es Energía Verde y Transporte Inteligente. Científicos de la India Universidad Siksha ‘O’ Anusandhan y la Universidad Tecnológica Biju Patnaik han participado en el estudio.

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18 de noviembre de 2025

Tata Power Renewable Energy Ltd. (TPREL) dice que su nuevo proyecto solar de 300 MW en el estado indio de Rajasthan utiliza tecnología nacional según el requisito de contenido nacional (DCR) del país.

Delaware revista pv India

TPREL, una rama de Tata Power, ha encargado el proyecto de energía solar de 450 MW de NHPC Ltd. en Rajasthan como contratista de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC). La planta está ubicada en Karnisar Bhatiyan en Bikaner y se ejecutó durante dos años y medio. El proyecto utiliza módulos solares bifaciales de alta eficiencia fabricados por TP Solar Ltd. en Tirunelveli, con alrededor de 775.000 módulos desplegados.

TPREL también está implementando células y módulos compatibles con el contenido a nivel nacional para el proyecto de 1 GW de SJVN y el proyecto de 300 MW de NLC India Ltd. en Rajasthan. Ambos desarrollos están a punto de entrar en funcionamiento.

El proyecto, propiedad del NHPC, suministra toda su producción a Punjab State Power Corp. Ltd. y se espera que genere alrededor de 17.230 millones de unidades de electricidad durante su vida operativa.

«El proyecto se destaca por su sólida ingeniería y ejecución innovadora en uno de los terrenos más desafiantes de la India. A pesar de las temperaturas extremas y los difíciles movimientos de los vehículos, el equipo de TPREL aseguró su finalización oportuna con el despliegue de tecnologías avanzadas como celdas DCR y módulos DCR bifaciales, apisonamiento de precisión e inversores de alto rendimiento diseñados para soportar condiciones de calor extremas», dijo TPREL. «Se empleó a más de 300 trabajadores locales y se desarrollóon varios proveedores locales, lo que creó oportunidades de medios de vida en el área e impulsó la economía regional».

La capacidad de servicios públicos renovables de TPREL ha alcanzado los 11,6 GW. La empresa tiene 5,8 GW operativos, incluidos 4,7 GW de energía solar y 1,1 GW de energía eólica. Se están desarrollando otros 5,8 GW, divididos entre 3 GW de energía solar y 2,8 GW de energía eólica. Está previsto que los proyectos se completen por etapas durante los próximos seis a 24 meses.

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17 de noviembre de 2025

Alemania se está preparando para flexibilizar las normas de planificación para los sistemas de almacenamiento de baterías, calor e hidrógeno construidos fuera de las zonas urbanas.

Delaware Noticias ESS

La política alemana se ha vuelto más fácil para proyectos de almacenamiento a gran escala con nuevas leyes que respaldan regulaciones de planificación más sencillas para áreas no urbanas. El Parlamento alemán (Bundestag) ha aprobado una enmienda legal que clasificaría las baterías, el calor y el almacenamiento de hidrógeno como desarrollos privilegiados en áreas no urbanas según el párrafo 35 del Código Federal de Construcción.

El cambio está diseñado para simplificar la zonificación y acelerar la implementación. Aunque la medida ha pasado una votación legislativa crucial en el Bundestag, aún falta un paso de aprobación antes de que pueda entrar en vigor, requerido por la segunda cámara legislativa del Parlamento, el Bundesrat.

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14 de noviembre de 2025

La Comisión Europea ha lanzado su primera convocatoria del Mecanismo de Hidrógeno para vincular a proveedores con compradores, mientras que investigadores italianos dicen que la energía fotovoltaica, la eólica, el almacenamiento y los electrolizadores pueden reducir las emisiones del transporte insular en un 90% y reducir los costos en casi un tercio.

el Comisión Europea lanzado la primera convocatoria de interés en el marco del Mecanismo del Hidrógeno. El mecanismo quiere conectar a proveedores potenciales con compradores de hidrógeno renovable o con bajas emisiones de carbono y derivados como amoníaco, metanol, ciertos combustibles de aviación (eSAF) y emetano. Las ofertas podrán presentarse hasta el 2 de enero de 2026. El 19 de enero, la Comisión Europea publicará fichas informativas anónimas sobre las ofertas de suministro. Los participantes están invitados a expresar su interés entre el 19 de enero y el 20 de marzo. A finales de marzo, el órgano ejecutivo europeo pondrá los resultados a disposición de los participantes en la convocatoria.

Tres Universidad de Palermo Los investigadores descubrieron que la configuración más viable para el transporte público en las islas comprende energía solar fotovoltaica, turbinas eólicas, almacenamiento de baterías, un electrolizador y tanques de hidrógeno. Según la investigación publicada en el International Journal of Hydrogen Energy, el sistema logra una reducción del 90% en las emisiones de gases de efecto invernadero y un ahorro de costes del 30,8% en 20 años en comparación con el sistema de autobús diésel convencional. «El sistema óptimo arroja un coste real neto de 325.214 euros y un coste nivelado del hidrógeno de 5,19 euros por kilogramo», dijeron los investigadores en «Transporte público impulsado por hidrógeno: un futuro sostenible para la isla de Favignana.”

Primera misiónun fabricante de soluciones de electrólisis PEM, y Poder Ryzeun proveedor europeo de hidrógeno verde, han acordado colaborar en una solución conjunta para el cliente para permitir el suministro de hidrógeno de extremo a extremo, aprovechando la tecnología de Quest One y la red de distribución de Ryze Power. «La asociación comenzará en Gigahub de Quest One, el sitio de producción de pilas de electrolizadores PEM en Hamburgo. Se instaló una estación de remolque de tubo en el sitio y será operada por Ryze Power. El hidrógeno, que se produce durante la investigación y el desarrollo y las pruebas de final de línea de las pilas de electrolizadores, se pondrá a disposición del mercado. Al unir fuerzas en el sitio de Hamburgo, ambas compañías crean una plataforma para expandirse hacia programas de clientes más grandes y proyectos de sitios Múltiples». dicho Primera misión.

Instituto Fraunhofer IWU la finalización de los proyectos de hidrógeno H2go (pilas de combustible, especialmente para la movilidad de mercancías) y Frhy (producción de electrolizadores), agregando que su mecanismo Referenfabrik.H2 se está preparando para reducir los costos de fabricación de los sistemas de hidrógeno. «Para 2027, los costos de fabricación de electrolizadores y pilas de combustible se reducirán al 20 por ciento de los niveles actuales». dicho El instituto alemán explica que el centro de investigación presenta escenarios de referencia “para una producción eficiente y escalable” a lo largo de toda la cadena de valor, incluidas las placas bipolares, su soldadura por haz, la aplicación de sellos y el montaje de pilas de combustible y electrolizadores.

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14 de noviembre de 2025

Con más de 50 GW de capacidad renovable varada en todo el país en junio de 2025, el mensaje es claro: identificar y superar los desafíos en el sector de la construcción de la India ya no es opcional sino esencial para sostener el crecimiento solar del país.

Delaware revista pv india

En agosto de 2025, la capacidad solar de la India había aumentado a 123,13 GW, un testimonio de la historia de crecimiento del país en energía limpia. Sólo en el primer semestre de 2025, India añadió 18 GW a esta capacidad, lo que supone un aumento del 31 % con respecto a la cifra del año pasado. Sin embargo, los obstáculos persistentes en la construcción y ejecución de proyectos solares amenazan este crecimiento. Estos cuellos de botella afectan particularmente a los proyectos solares a gran escala, que representan el 86% de la capacidad solar de la India. Con más de 50 GW de capacidad renovable varada en todo el país en junio de 2025, el mensaje es claro: identificar y superar los desafíos en el sector de la construcción de la India ya no es opcional sino esencial para sostener el crecimiento solar del país.

Este es uno de los cuellos de botella más comunes e impredecibles. Los datos sobre clasificación de tierras, ya sean forestales, agrícolas o de propiedad gubernamental, no están consolidados en un único portal y los límites de las tierras suelen estar mal marcados. A veces, los desarrolladores comienzan los trabajos temprano, sólo para descubrir más tarde que las áreas pertenecen a categorías restringidas. Esto obliga a rediseñar el proyecto, retrasar las autorizaciones e incluso reducir el área utilizable del proyecto. Un ejemplo reciente es la disputa por la tierra de Jaisalmer Orán, donde el Tribunal Superior de Rajasthan detuvo la asignación de tierras comunitarias sagradas para un parque solar de 12,5 GW. Aunque están registrados como propiedad del gobierno, estos Orán son considerados sagrados por la comunidad local, y la suspensión del tribunal resalta cómo los registros poco claros de la tierra pueden descarrilar incluso proyectos solares emblemáticos.

Los desarrolladores, bajo presión para mostrar un progreso visible, a menudo comienzan la preparación y adquisición del sitio antes de que se aprueben los diseños estructurales y eléctricos. Esto conduce a retrabajos, desperdicio de material y sobrecostos una vez que los estudios detallados de ingeniería y diseño revelan inconsistencias. En mercados extranjeros como Europa y Estados Unidos, los marcos requieren una importante aprobación de diseño antes de que comience la construcción, lo que garantiza una ejecución más fluida y menos riesgos posteriores.

La ejecución de grandes plantas solares en la India a menudo se ve frenada por una gestión fragmentada de los proyectos. Las obras civiles, los sistemas eléctricos y la transmisión suelen estar a cargo de contratistas independientes con poca coordinación. Sin un marco centralizado, la toma de decisiones se retrasa, las interfaces de los contratistas están mal gestionadas y los flujos de trabajo se superponen. Un caso común es cuando las plantas están mecánicamente completas pero las líneas de transmisión no están listas, lo que deja capacidad inactiva. Por ejemplo, Más de 8 GW de proyectos de energía renovable completados siguen estancados en Rajasthan debido a retrasos en el fortalecimiento del sistema de transmisión, lo que deja a las plantas completamente construidas sin poder evacuar energía.

Por el contrario, los mercados globales enfatizan la gestión integrada de proyectos y una responsabilidad clara en toda la cadena de suministro, lo que permite cronogramas más ajustados, mayor productividad y una puesta en marcha más fluida.

Sriesgos de seguridad

La dependencia de la India de mano de obra no capacitada aumenta la ineficiencia y el riesgo. Los sitios de los proyectos a menudo cuentan con exceso de personal, pero la productividad sigue siendo baja debido a la falta de habilidades y mano de obra. La ausencia de una formación estructurada también plantea riesgos para la seguridad, ya que trabajadores no cualificados manipulan sistemas eléctricos y maquinaria pesada, lo que provoca accidentes.

Por el contrario, los proyectos solares en el extranjero emplean mano de obra con certificaciones como NEBOSH (Junta Nacional de Examen en Seguridad y Salud Ocupacional) y OSHA (Administración de Salud y Seguridad Ocupacional). Esto garantiza una calidad constante y un rendimiento de seguridad más sólido.

Las aprobaciones regulatorias en India siguen siendo uno de los obstáculos más complejos para los desarrolladores indios. Los proyectos deben navegar por múltiples permisos de las autoridades centrales y estatales. Cada autoridad sigue sus propios procedimientos y cronogramas, con poca coordinación entre ellas. Los desarrolladores a menudo carecen de visibilidad sobre los retrasos en las aplicaciones o los cronogramas esperados. En algunos casos, las aprobaciones se aceleran mediante influencia informal, lo que añade incertidumbre e inequidad.

Además de estos desafíos, los ciclos climáticos y los eventos extremos plantean riesgos para la construcción solar a gran escala de la India. Las fuertes lluvias pueden inundar sitios, arrancar caminos internos y retrasar obras civiles como la excavación de zanjas para cables. A menudo, el trabajo se detiene durante semanas porque la maquinaria no puede funcionar en suelos anegados. Por ejemplo, en el proyecto de 0,3 GW de Tata Power Renewable Energy en Gujarat, zanjas de cables de 33 kV quedaron sumergidas por lluvias inesperadas, lo que obligó a rediseñar el cableado.

Adoptar las mejores prácticas globales y fortalecer los sistemas nacionales desbloqueará una construcción solar a escala de servicios públicos más rápida, segura y eficiente. Serán prácticas útiles como no construir en la etapa conceptual y realizar únicamente obras habilitantes como cercas, nivelación y construcción de caminos de acceso en la etapa de factibilidad. La construcción a gran escala debería comenzar sólo después de que se emitan los planos listos para la construcción (GFC).

Además, la gestión de proyectos EPC debe modernizarse mediante herramientas digitales, una mayor coordinación y capacitación de la fuerza laboral. La infraestructura de la red debe expandirse en sincronía con la capacidad renovable. Sobre todo, una colaboración más estrecha entre las empresas de servicios públicos, los desarrolladores y los reguladores es vital para minimizar las demoras en las aprobaciones y los acuerdos de compra de energía. Un enfoque disciplinado en la etapa de construcción también se traducirá en menores costos de operación y mantenimiento y una generación más estable durante 25 años, la vida útil de una planta de energía solar.

Sheikh Madiha Syed es analista del grupo de energías renovables del Centro de Estudios de Ciencia, Tecnología y Políticas (CSTEP), un grupo de expertos basado en la investigación. Shashikant Yadav es gerente de servicios de ingeniería en Blueleaf Energy.

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13 de noviembre de 2025

RenewSys India presentó sus células solares de contacto pasivado de óxido de túnel (TOPCon) tipo n M10R en la reciente Renewable Energy India (REI) Expo 2025 en Greater Noida, India.

Delaware revista pv India

RenewSys India mostró sus células solares TOPCon tipo M10R en la reciente Renewable Energy India (REI) Expo 2025 en Greater Noida.

Las células solares, fabricadas en India por RenewSys, cumplen con el Requisito de Contenido Nacional (DCR) para proyectos apoyados por el gobierno. Estos tienen unas dimensiones de 182,2 mmx 183,75 mm ±0,25 mm con un espesor promedio de 130 ± 10 µm.

La compañía dijo que estas celdas están diseñadas para brindar alta eficiencia, confiabilidad y rendimiento en diversas condiciones climáticas. Las células se fabrican en las instalaciones de última generación de RenewSys en Hyderabad, y hay planes en marcha para aumentar la capacidad de producción en respuesta a la creciente demanda de componentes solares compatibles con DCR.

RenewSys es un fabricante integrado de módulos solares fotovoltaicos (5,5 GW) y componentes clave como encapsulantes (30 GW) y láminas posteriores (4 GW), con una línea de células de alta eficiencia (4,5 GW) en instalación.

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12 de noviembre de 2025

Conexiones sueltas y cableado dañado o defectuoso son las principales causas de incendios de paneles solares, según un nuevo análisis de la aseguradora QBE. Las solicitudes de libertad de información a los servicios de bomberos del Reino Unido se encuentran un aumento en el número de incendios en instalaciones solares, con incidentes registrados en propiedades residenciales.

Los incendios que involucran paneles solares aumentaron un 60% entre 2022 y 2024 en el Reino Unido, superando la tasa de nuevas instalaciones, según un análisis de QBE Insurance. La aseguradora empresarial ha revelado que los servicios de bomberos del Reino Unido atendieron 171 incidentes relacionados con una instalación solar durante 2024, frente a 107 en 2022 y 128 en 2023.

QBE adquirió los datos a través de solicitudes de libertad de información (FOI), y 37 de los 49 servicios de bomberos que operan en el Reino Unido pudieron proporcionar datos. La aseguradora dijo que esto sugiere que el número de incendios relacionados con paneles solares podría ser “mucho mayor” de lo informado en su análisis.

Datos FOI vistos por revistapv revelan que Londres es la región con más incidentes de incendio que involucran sistemas fotovoltaicos en 2024, representando 41 incidentes, el 24% del total.

Las instalaciones residenciales representaron la mayoría de los incidentes de incendio relacionados con paneles solares, con 97 registrados en 2024. Le siguieron las propiedades comerciales (27), las instalaciones montadas en el suelo (17) y las propiedades industriales (10).

Solo 20 servicios de bomberos respondieron con datos sobre dónde se originaron los incendios relacionados con paneles solares en 2024, pero de los registrados, 21 incendios comenzaron en el inversor, 20 en el panel, 16 se originaron en cables o conectores de CC y 12 fueron incendios de baterías.

El aumento de los incidentes de incendio ha coincidido con un aumento del despliegue de energía fotovoltaica; Sin embargo, el análisis de QBE sugiere que el crecimiento en el número de incendios supera a las nuevas instalaciones. Los datos del gobierno del Reino Unido registraron 1.309.447 instalaciones fotovoltaicas en 2022 frente a 1.697.231 instalaciones en 2024, un aumento del 29,6% en el número de instalaciones durante el período.

En un comunicado de prensa, Adrian Simmonds, líder de práctica de soluciones de riesgo de propiedad en QBE Insurance, describió la energía solar como una «parte esencial de la transición a la energía limpia del Reino Unido», pero advirtió que el ritmo de implementación es un «motivo de preocupación para la gestión de riesgos».

«Nuestro análisis muestra que los incendios que involucran paneles solares han aumentado al doble del ritmo de las nuevas instalaciones en los últimos dos años. La instalación y el mantenimiento seguros de los paneles solares son esenciales para reducir los incendios».

Simmonds agregó que QBE recomienda a los propietarios realizar evaluaciones formales de riesgos, trabajar con instaladores certificados y garantizar inspecciones y limpieza periódicas para reducir la posibilidad de incendio.

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12 de noviembre de 2025

La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) dice que las nuevas reglas de la UE harán que las funciones de formación de red sean obligatorias para las plantas renovables y de almacenamiento a gran escala.

Delaware Noticias ESS

ENTSO-E ha publicado su Informe técnico de la fase II sobre requisitos de formación de redesque describe cómo los generadores, incluidos los sistemas de almacenamiento basados ​​en inversores, tendrán el mandato de estabilizar la red europea.

El informe es una enmienda sumamente importante para el próximo Código de red sobre requisitos para generadores (NC RfG 2.0), que introduce obligaciones vinculantes de formación de red para nuevas plantas de almacenamiento y renovables con una potencia superior a 1 MW. Un aspecto clave es que esto se aplica únicamente a nuevas conexiones y modificaciones sustanciales de instalaciones existentes.

Una vez adoptado por la Comisión Europea cuando finalice NC RfG 2.0, ENTSO-E publicará un Documento de orientación de implementación (IGD) para ayudar a los reguladores nacionales y operadores de redes, y cada país regulará esto según su propio enfoque y marco de tiempo.

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11 de noviembre de 2025

El fabricante sueco de bombas de calor Aira presenta un nuevo sistema de almacenamiento de energía por batería y una gama de inversores para el mercado residencial. Los inversores Aira Power Hub y las baterías Aira Power Store se comercializan como parte de un sistema de gestión de energía para todo el hogar, que se lanzará inicialmente en el Reino Unido e Italia, seguido de un lanzamiento en Alemania.

Fabricante de sueco de bombas de calor. aira ha lanzado una gama de baterías e inversores residenciales, con el objetivo de posicionarse como proveedor integral de gestión energética del hogar. La nueva gama Aira Power comprende Aira Power Store, un sistema de baterías domésticas escalables, y Aira Power Hub, una marca de inversores disponibles en variantes monofásicas y trifásicas.

Aira Power Store es una batería modular de fosfato de hierro y litio con una capacidad apilable de 7 kWh a 20 kWh. El sistema puede funcionar con dos a seis módulos en serie, con cuatro bastidores en paralelo.

Las dimensiones de la batería residencial varían desde 78 cm x 88,1 cm x 17,6 cm para una instalación de dos módulos hasta 78 cm x 188,1 cm x 17,6 cm para el sistema de seis módulos. La potencia de carga y descarga varía desde 5,94 kW en el nivel básico hasta un máximo de 17,82 kW cuando se instalan 20 kWh de almacenamiento. El peso del sistema comienza en 86,6 kg para el sistema de dos módulos y aumenta en 34 kg por módulo hasta un máximo de 222,3 kg para una unidad de seis módulos.

Aira Power Hub es un inversor sin transformador disponible en variante monofásico de 7 kW y trifásico de 15 kW. Ambos modelos están equipados con seguidores de punto de máxima potencia con un rango de voltaje de 100 V a 720 V y una corriente máxima de 14 A, y tienen una eficiencia de CC a CA del 98%. El modelo monofásico tiene una potencia CA nominal de 7,36 kVA y una tensión CA nominal de 230 VCA. El inversor trifásico de Aira tiene una potencia nominal AC de 15 kVA y una tensión AC de 400 V.

Los inversores Aira Power Hub tienen una carcasa con clasificación IP-65, una temperatura de funcionamiento de -20 C a 60 C, pesan 21 kg y tienen una altitud máxima de funcionamiento de 2000 m. Los inversores y productos de almacenamiento de baterías se ofrecen con una garantía de 10 años.

Ambos productos se están posicionando como parte de la propuesta más amplia de sistemas de energía para el hogar de Aira, que incluye el producto insignia de bomba de calor de la compañía, así como un sistema de gestión de energía impulsado por inteligencia artificial, Aira Intelligence.

El lanzamiento de la gama Power de Aira completa la ambición de la empresa sueca de implementar un sistema completo de gestión de energía doméstica. hablando con revistapv En febrero de 2025, el director de productos y tecnología, Kaj af Kleen, dijo que una razón clave para desarrollar un inversor en lugar de utilizar un producto de terceros era tener acceso completo a datos clave.

«La razón por la que hacemos esto es porque (es la misma lógica que para la bomba de calor) si quieres hacer algo realmente bien necesitas poder acceder a todos los controles, todos los sensores, el firmware», dijo af Kleen. «Eso requiere un desarrollo iterativo, ingenieros sentados juntos haciendo un trabajo real y eso es mejor hacerlo juntos en una habitación, no al otro lado del océano».

En un comunicado de prensa sobre el lanzamiento, el director ejecutivo del Grupo Aira, Peter Prem, dijo que los productos de almacenamiento de baterías e inversores representan un «hito importante» para la empresa.

«Al expandir nuestro modelo integrado verticalmente a la energía doméstica, les estamos brindando a los hogares las herramientas para generar, almacenar y administrar energía limpia de manera eficiente».

Se esperan las primeras instalaciones de Aira Power en el Reino Unido e Italia en enero de 2026, a las que seguirá un lanzamiento en Alemania.

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