El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en Mozambique está aceptando ofertas para instalar 17 sistemas solares en instalaciones de salud seleccionadas en todo el país. La fecha límite para las solicitudes es el 13 de diciembre.

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El PNUD ha abierto una licitación para la implementación de instalaciones solares fotovoltaicas en 17 centros de salud en Mozambique.

Los 17 sitios están divididos en tres lotes que se ubican en las regiones norte, centro y sur del país.

el detalles de licitación afirman que el proyecto mejorará el suministro de energía a los centros de salud, que actualmente funcionan con la red nacional. También especifica que las instalaciones solares deberán ser soluciones híbridas solares fotovoltaicas llave en mano.

Los postores interesados ​​deberán confirmar su participación en una visita previa al sitio antes del 21 de noviembre. La fecha límite para presentar una solicitud es el 13 de diciembre.

Mozambique había instalado 83 MW de energía solar a finales de 2023, según cifras de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

El Plan Maestro de Infraestructura Eléctrica del país establece un objetivo que el 50% de su generación de energía provenga de fuentes de energía renovables para 2043.

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Abu Dhabi Future Energy Co. (Masdar) se está asociando con Sarawak Energy y Gentari de Malasia para evaluar el potencial de un panel solar flotante a gran escala en la costa noroeste de Borneo.

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Desarrollador de energías renovables con sede en Abu Dabi Masdar y dos Malasia-Las empresas con sede, la empresa de servicios públicos estatales Sarawak Energy y el proveedor de soluciones de energía limpia Gentari, han firmado un acuerdo de estudio conjunto para evaluar la viabilidad de un proyecto solar flotante.

El proyecto propuesto se instalaría en el embalse de la central hidroeléctrica de Murum en el estado malasio de Sarawak, en la costa norte de Borneo.

revistapv

La edición de noviembre centrada en África de revistapv analiza las perspectivas de los paneles solares ‘Hechos en África’ y enfoques novedosos para involucrar a las empresas fotovoltaicas en la financiación de la infraestructura de la red y hacer que comprar electricidad solar nacional sea tan simple como comprar alimentos. En otros lugares, consideramos los interconectores intercontinentales y la naciente industria del hidrógeno verde de la India.

El estudio evaluará el potencial de una matriz flotante a gran escala en el embalse de Murum, a comparar la viabilidad técnica, el impacto ambiental y la viabilidad económica para determinar si el proyecto puede implementarse con éxito.

El director ejecutivo de Masdar, Mohamed Jameel Al Ramahi, dijo que el acuerdo sigue a un acuerdo celebrado con la Autoridad de Desarrollo de Inversiones de Malasia en 2023 para desarrollar 10 GW de proyectos de energía limpia en todo el país.

El proyecto será la segunda instalación solar flotante de Masdar en el sudeste asiático después de una Conjunto de 145 MW es Cirata, Indonesia.

La planta solar flotante marina más grande del mundo, un proyecto de 440 MW en Taiwán, fue recientemente encargado.

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El regulador energético de Chile publicó su plan de subastas de energía 2025-28 para asegurar alrededor de 22.500 GWh en nuevos contratos de energía.

Delaware pv magazine Latinoamérica

La Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 581, publicó un cronograma de las subastas de energía que planea realizar en el período 2025-28. En total, la CNE busca contratar alrededor de 22.500 GWh a través del nuevo esquema de contratación de energía.

El documento describe una licitación de suministro para 2024 con un objetivo de 2.000 GWh por año. Para 2026, Chile planea un proceso de licitación con tres bloques de energía, cada uno de los cuales iniciará entre 2029 y 2031. Estos bloques asegurarán volúmenes de suministro de 1.300 GWh, 1.000 GWh y 3.400 GWh por año, respectivamente.

Está prevista una licitación para 2027, con bloques de suministro que comenzarán entre 2032 y 2033, ofreciendo 1.800 GWh y 7.000 GWh al año. Para 2028, la licitación cubrirá un total de 6.000 GWh anuales, cuyo suministro comenzará en 2034.

El Informe Final de Licitaciones de Suministro Eléctrico de la CNE proyecta que, con base en estimaciones de demanda nacional, las necesidades de suministro de las empresas distribuidoras solo se cubrirán hasta el año 2026.

“Sin embargo, para el período 2027-29 existen necesidades netas de energía, dado que los excedentes energéticos totales no son capaces de cubrir los déficits que se producen durante esos años”, afirma el informe. «En consecuencia, es necesario licitar las necesidades de suministro a corto plazo, dado que los excedentes de energía no son suficientes para cubrir el déficit esperado».

A partir de 2030, el documento señala “un importante déficit neto no cubierto por los contratos existentes”, por lo que señala que se requerirán procesos de licitación para cubrir estas necesidades de suministro.

de chile capacidad solar instalada acumulada alcanzó 8,5 GW a finales de diciembre de 2023, lo que representa alrededor del 25,6% de su capacidad total de generación de energía.

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Nuevos datos de la Autoridad de Energía Sostenible de Irlanda (SEAI) dicen que no existe ningún escenario en el que Irlanda alcance su capacidad de despliegue solar de 8 GW para 2030. Con las medidas existentes, la realidad sería más bien de 5 GW, se estima el grupo dirigido por el gobierno.

Irlanda corre el riesgo de no cumplir con su objetivo nacional de despliegue de energía solar fotovoltaica de 8 GW para 2030 en hasta 2,9 GW. Así lo afirma una nueva informar publicado por la SEAI.

El informe Proyecciones Nacionales de Energía 2024 del grupo financiado por el gobierno contiene los principales hallazgos de sus últimas proyecciones energéticas nacionales, que examinan el uso futuro de la energía en Irlanda bajo diferentes escenarios.

Se concluye que incluso con medidas adicionales implementadas para apoyar la energía renovable, el país no cumplirá con el despliegue de capacidad solar. Con las medidas existentes en vigor, la autoridad estima que el despliegue solar de Irlanda será de poco menos de 5 GW en 2030. Es poco probable que el país alcance los 8 GW en 2040 si continúan las medidas actuales. La mejor trayectoria estimada supuesta con las medidas actuales es de 2,2 GW para 2025 y 5,7 GW para 2030.

Incluso si se implementan medidas adicionales, es poco probable que la capacidad de despliegue se acerque a los objetivos de 2030. Según las proyecciones del SEAI, será inferior a 5,5 GW. Es posible que el objetivo de 8 GW no se alcance hasta después de 2036. El valor de las medidas adicionales proviene de la trayectoria en el mejor de los casos con capacidad adicional de energía solar fotovoltaica en los tejados en comparación con las medidas actuales. La SEAI estima que medidas adicionales no tendrían ningún impacto en los 2,2 GW proyectados para 2030, pero podrían hacer que la capacidad instalada en 2030 salte a 6,5 ​​​​GW, todavía 1,5 GW por debajo del objetivo acordado de 8 GW.

El impacto del retraso en el cumplimiento de los objetivos se modela para varias medidas básicas, incluido el despliegue de energía solar, eólica, redes de calefacción urbana, modernización y tecnología de calefacción renovable en edificios, y bioenergía. El despliegue de energía solar fotovoltaica es la segunda categoría con mayor riesgo de entrega insuficiente, detrás de la energía eólica marina, que corre el riesgo de tener 5 GW de entrega insuficiente para 2030.

«Es evidente que, hasta la fecha, el paquete de políticas de energía sostenible que se está desarrollando, y como se detalla en los Planes de Acción Climática de Irlanda, no es suficiente ni se cumple con la suficiente rapidez para seguir el ritmo de las trayectorias objetivo necesarias», dice el informe. Dijo que la demanda industrial de energía es un punto de presión importante, y si el país experimenta la misma demanda de energía industrial que entre 2011 y 2022, necesitará importantes aviones de contingencia para las energías renovables.

“Sin un refuerzo significativo de las políticas existentes y la adición de nuevas políticas y, que incluyen la ampliación de incentivos, la mejora de la información y la aplicación de medidas regulatorias, es poco probable que cumplamos con nuestras obligaciones nacionales y de la UE. Es de vital importancia que se hagan todos los esfuerzos posibles para aumentar la capacidad del sector público y privado para cumplir lo que se ha establecido en los planos hasta ahora y abordar los problemas subyacentes que podrían frenar aún más el progreso”.

La agencia pidió tarifas para las bombas de calor, así como incentivos para los vehículos eléctricos (EV). Dijo que existen importantes barreras culturales cuando se trata de descarbonizar el transporte en particular, ya que Irlanda tiene un alto nivel de propiedad de automóviles privados.

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India ha instalado 12,8 GW de nueva capacidad solar de enero a junio de 2024, según Mercom India. Esto incluye 11,7 GW de proyectos solares a gran escala, con 3,7 GW de proyectos comerciales e industriales (C&I) externos y más de 1,1 GW de instalaciones fotovoltaicas en tejados.

Bombay, India

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Bombay, India

Imagen: Vyacheslav Argenberg, Wikimedia Commons

Delaware revista pv India

India instaló 12,8 GW de nueva capacidad solar en el primer semestre de 2024, un aumento del 228,3% con respecto a los primeros seis meses de 2023, según el informe “India Solar Market Leaderboard 1S 2024” de Mercom India.

Los proyectos solares a gran escala representaron el 91,4% (11,7 GW) de las instalaciones, incluidos 3,7 GW de energía solar comercial e industrial de acceso abierto/fuera del sitio. Las instalaciones solares en tejados ascendieron a más de 1,1 GW.

En junio de 2024, la capacidad solar acumulada de la India alcanzó aproximadamente 85,5 GW, con 126,1 GW de proyectos a gran escala (incluido el acceso abierto) en desarrollo y 103,8 GW de licitaciones en espera de subasta.

Adani Green Energy lideró el desarrollo solar a escala de servicios públicos con las mayores incorporaciones de capacidad y la mayor capacidad acumulada a junio de 2024. ReNew y O2 Power ocuparon el segundo y tercer lugar en nueva capacidad agregada.

Los 10 principales desarrolladores juntos contribuyeron con el 76,8 % de las incorporaciones a escala de servicios públicos y poseían el 44,5 % de la cartera de desarrollo de proyectos en junio de 2024.

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El Operador Nacional del Sistema Energético del Reino Unido (NESO) ha publicado su Consejo para el Gobierno sobre Energía Limpia 2030, en el que establece vías para descarbonizar el sistema eléctrico de Gran Bretaña para 2030. Pide triplicar el ritmo de despliegue para alcanzar los objetivos de energía limpia.

La capacidad solar en Gran Bretaña debería triplicarse para 2030 para cumplir los objetivos de cero emisiones netas, según un nuevo consejo al gobierno del Reino Unido del Operador Nacional del Sistema de Energía (NESO). Publicado el 5 de noviembre de 2024, el informe Clean Power in 2030 enumera 47 GW de capacidad solar desplegada para 2030 como una de las características clave de una red libre de carbono. el últimas cifras de capacidad publicado por el gobierno registra 17,1 GW al 31 de septiembre de 2024.

El gobierno del Reino Unido se ha comprometido a descarbonizar la red eléctrica de Gran Bretaña para 2030 y en agosto de 2024 encargó al operador del sistema eléctrico que proporcionará “consejos prácticos” sobre cómo proceder. En respuesta, NESO ha presentado una serie de recomendaciones sobre cómo descarbonizar la red en el calendario del gobierno. El consejo sobre energía solar incluye triplicar las adiciones anuales de capacidad, y NESO sugiere que se podrían implementar 4,6 GW cada año a partir de 2025 para alcanzar los objetivos de energía limpia.

Las recomendaciones de NESO también incluyen agregar al menos 18 GW más de capacidad nominal a la flota de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Gran Bretaña para 2030. El análisis del operador del sistema considera que la capacidad nominal de BESS aumentará de 5 GW en 2023 a 23 GW a 27 GW en 2030. El almacenamiento de energía de duración prolongada también se describe como clave, y podría duplicarse para 2030, de 3 GW en 2023 a 5 GW a 8 GW.

En total, NESO calcula que lograr un sistema de energía limpia en 2030 requerirá una capacidad instalada de generación y almacenamiento de alrededor de 210 GW a 220 GW a partir de una combinación diversa de tecnologías. La energía eólica marina será la “base” del sistema de energía limpia de Gran Bretaña, según NESO, pero la energía solar y la eólica terrestre combinadas representarán el 29% de la generación.

NESO también destacó la reforma de la conexión a la red en su asesoramiento al gobierno. El operador de la red ha publicado una nueva consulta con propuestas para acelerar las conexiones a nivel de transmisión, y para proyectos de generación y almacenamiento conectados a las redes de distribución que también impactan la transmisión. Proponer criterios y procesos para reducir y reordenar la cola de conexión a la red de Gran Bretaña, pasando de un enfoque de «primero en llegar, primero en ser atendido» a uno que prioriza los proyectos en función de su preparación, así como de las necesidades técnicas y de ubicación de la red.

En cuanto a la flexibilidad, NESO afirma que es necesario un crecimiento en la flexibilidad de la demanda y en los mercados de flexibilidad. En julio de 2024, la Asociación de Redes de Energía (ENA) reveló que los operadores de redes licitaron un récord de 6,4 GW de capacidad en los mercados flexibles locales de Gran Bretaña en 2023, con 4 GW contratados, un récord mundial según la asociación. Los caminos de NESO hacia 2030 imaginan mayores avances. El operador de la red también prevé una flexibilidad de la demanda de 10 GW a 12 GW para 2030, impulsada por la adopción de la carga inteligente de vehículos eléctricos, la demanda doméstica en diferido y una demanda industrial más receptiva.

El análisis del operador de la red concluye que el objetivo del gobierno de obtener energía limpia para 2030 es un «enorme desafío» pero alcanzable en Gran Bretaña para 2030. Encuentra que los costos generales del sistema no deben aumentar y que medidas como las mejoras en la eficiencia energética conducir podría a una reducción de las facturas de electricidad. para los consumidores.

Otros pasos críticos establecidos por NESO incluyen asegurar una “reducción radical” del tiempo que lleva lograr el consentimiento de planificación en Gran Bretaña, una mayor digitalización y una reforma de los esquemas de apoyo a la inversión.

Ahora se espera que el gobierno del Reino Unido considere el consejo de NESO antes de publicar su propio plan de energía limpia más adelante en 2024.

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El Programa de Sistemas de Energía Fotovoltaica (PVPS) de la Agencia Internacional de Energía (AIE) dice en su último informe que 2023 fue un año récord pero tumultuoso para el desarrollo solar. Dice que la industria fabricante enfrenta la presión de los desequilibrios entre la oferta y la demanda, y que el exceso de capacidad provoca el colapso de los precios.

La industria solar mundial está logrando un crecimiento sin precedentes, pero enfrenta presiones sustanciales, particularmente en la fabricación, según el AIE-PVPS.

Dijo en su último informe: “Tendencias en aplicaciones fotovoltaicas 2024”, que más de 1,6 TW de sistemas fotovoltaicos estaban operativos en todo el mundo a principios de 2024, produciendo 2.136 TWh de electricidad, equivalente al 8,3% de la demanda mundial de electricidad.

Pero a pesar de que 2023 fue un año récord para la energía solar, en el que se produjeron 456 GW de nuevas instalaciones, el desarrollo solar en muchos países está sufriendo reveses y retrasos. La excepción es porcelanaque ahora está concentrando el desarrollo solar «a un nivel nunca visto» al hacer crecer su mercado interno para absorber el exceso de capacidad de su propia industria, dijo AIE-PVPS.

Explicó que otros países no han podido igualar la aceleración de China, lo que ha resultado en un importante exceso de capacidad en la industria de fabricación fotovoltaica. Según cifras de la IEA-PVPS, China representó el 92% de la producción mundial de polisilicio el año pasado, así como el 98% de la producción de obleas, el 91,8% de la producción de células y el 84,6%. de la producción de módulos.

El exceso de capacidad ha provocado un colapso en el precio de los componentes fotovoltaicos, en particular los módulos, añadió IEA-PVPS. Dijo que el precio de módulo más bajo entre los países informantes en 2023 alcanzó alrededor de 0,14 dólares/W, que está «significativamente por debajo de cualquier cosa jamás vista antes». Dijo que esto es «una consecuencia directa de los grandes volúmenes de fabricación que entraron en funcionamiento en 2023, muy por encima de la capacidad de absorción del mercado».

IEA-PVPS también señaló que los precios bajos continuarán hasta 2024, cayendo por debajo de 0,10 dólares/W. Dice que esto está amenazando la viabilidad de toda la industria de fabricación fotovoltaica y pone en riesgo los proyectos destinados a crear empleos locales.

«Este desequilibrio temporal entre la oferta y la demanda manufacturera ha ejercido una enorme presión sobre la industria manufacturera y probablemente conducirá a una consolidación y posibles quiebras», afirmó Gaëtan Masson, director de la Tarea 1 de IEA-PVPS. «Los bajos precios actuales (mediados de 2024) pueden considerarse insostenibles, sin embargo, la competitividad de la energía fotovoltaica ya estaba garantizada con los precios de mediados de 2023, y las perspectivas de un desarrollo en los próximos años siguen siendo brillantes en muchos países».

IEA-PVPS dijo que países como Estados Unidos e India, que fueron el tercer y cuarto mercado solar más grande en 2023, detrás de China y la Unión Europea, podrían haber logrado niveles de instalación más altos si varias cuestiones administrativas, políticas y locales, como como redes débiles o aceptación social limitada, se han resuelto.

Está aumentando el número de países que aceleran el despliegue a gran escala de sistemas solares. En 2023, 36 países instalaron al menos 1 GW de energía solar, y 54 países ahora cuentan con una capacidad acumulada superior a 1 GW.

En otra parte del informe, IEA-PVPS dijo que la contribución del sector solar global a la economía global se ha acelerado significativamente en los últimos años, y el sector ahora es responsable de siete millones de empleos en todo el mundo. El valor empresarial total del sector fotovoltaico ascendió a 400.000 millones de dólares en 2023.

El informe de tendencias, ahora en su 29ª edición, forma parte de Tarea 1 de la AIE-PVPSque se centra en el análisis del mercado y la industria.

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Delaware revista pv 24/10

Pakistán está inundado de paneles solares. En agosto de 2024, BloombergNEF reveló que Pakistán había importado 13 GW de módulos chinos en los primeros seis meses del año. Un desarrollador de proyecto dijo revistapv que hay tanto exceso de oferta que los módulos están “tirados en el camino”. El país tenía alrededor de 3,5 GW de demanda de módulos en 2023, según los analistas de InfoLink. Entonces, ¿cómo se convirtió en el tercer mercado más grande para las exportaciones de módulos chinos a principios de 2024?

“En 2022, lo que ocurrió fue que el banco central de Pakistán se quedó sin dólares”, dijo Muhammad Mujahid, director ejecutivo del distribuidor fotovoltaico Innovo Corp, con sede en Lahore. Pakistán, muy endeudado, ha tenido déficits comerciales durante años y la situación alcanzó su punto máximo alrededor de dos años antes de que se iniciaran las importaciones de módulos. se disparó.

«Estamos muy bajos en divisas [foreign exchange] reservas y el gobierno tuvo que imponer una prohibición tácita a las importaciones”, dijo Mujahid, explicando que sólo se podían importar artículos esenciales, como medicamentos urgentes y alimentos. Distribuidores como Innovo no pudieron importar módulos solares durante unos nueve meses.

La energía solar como mercancía.

Algunos módulos sí ingresaron al país a pesar de las restricciones de importación. La importación de bienes en Pakistán normalmente requiere una carta de crédito (LC), un tipo de garantía para transacciones extranjeras emitidas por el banco del importador. La emisión de LC se restringió durante la crisis cambiaria de 2022, pero esto creó una oportunidad para las empresas paquistaníes que ya generaban ingresos en dólares estadounidenses a través de las exportaciones.

“Si me cuesta $0.15 [per watt of panel generation capacity] para importar directamente del OEM (fabricante de equipos originales), la gente vendía a 0,30 dólares/W en el mercado local”, dijo Hussain Khan, jefe comercial de Wateen Energy Solutions, la rama de energías renovables del gigante de las telecomunicaciones Wateen Telecomunicaciones. “Había un enorme margen del 100% en el negocio comercial. Todos se lanzaron y empezaron a pedir muchos paneles. Muchas empresas que exportan, si exportan arroz, por ejemplo, traerían sus dólares del extranjero. De repente vimos un gran aumento en el negocio de distribución”.

Mujahid dijo que la falta de experiencia en energía solar no era un obstáculo. Añadió que la mercantilización de los paneles significaba que “se podía importar [modules] de fabricantes de grado A y simplemente venderlos en el mercado. No es difícil de vender”.

Sin embargo, el exceso de paneles acabó con esos márgenes en 2024 y los módulos fotovoltaicos se están vendiendo con pérdidas.

A pesar de esto, Mujahid dijo que no espera ver una avalancha de empresas que abandonen el mercado. «Creo que tomaría otros seis meses, o tal vez un año de pérdidas para salir porque esos tipos han ganado mucho dinero», dijo.

Inversión corporativa

Gran parte de ese dinero proviene del segmento comercial e industrial (C&I), ya que las empresas multinacionales y locales han estado invirtiendo fuertemente en energía fotovoltaica, según los desarrolladores locales.

«Todos los que tienen acceso al capital han optado por la energía solar», afirmó Khan.

Wateen Energy Solutions ha instalado 30 MW en un período de 18 meses y espera instalar alrededor de 50 MW de energía solar en 2025. La cartera de desarrollo de la compañía abarca desde una matriz de 100 kW en Coca Cola Export Co. hasta una implementación más reciente de 4,5 MW para Master Group, uno de los principales conglomerados de Pakistán.

Khan describió la energía fotovoltaica como la “inversión más sencilla” porque las matrices ofrecen un retorno de la inversión (ROI) después de 18 meses a dos años.

El retorno de la inversión no sólo es corto porque los módulos son baratos. Existen generosas tarifas de medición neta disponibles para instalaciones de hasta 1 MW de capacidad de generación y con conexión a red trifásica, aunque el Gobierno baraja una tarifa reducida. Incluso si las tarifas de medición neta se vuelven menos lucrativas, la energía solar seguirá siendo una inversión atractiva ya que los costos de la electricidad en Pakistán han aumentado dramáticamente en un corto espacio de tiempo.

En su informe “Estado de la industria” para 2023, la Autoridad Reguladora Nacional de Energía Eléctrica de Pakistán (NEPRA) atribuyó un “aumento sin precedentes” en el costo de la electricidad a una variedad de factores. Entre ellos se incluyen la devaluación de la moneda, la reducción de la demanda de electricidad, altas pérdidas de transmisión y distribución, robos, patrones de demanda variable, litigios y “mala gobernanza en el sector de la energía eléctrica en general”.

Los pagos por capacidad (cantidades fijas de “toma o pago” pagadas por las empresas de servicios públicos a los generadores, independientemente del volumen de electricidad generada) también contribuyeron a los aumentos en las facturas, según NEPRA.

El Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA) dice que Pakistán está sumido en una aguda crisis de pago de capacidad.

IEEFA informó que Pakistán pagó 6 billones de PKR (21,5 mil millones de dólares) en pagos de capacidad entre 2019-20 y 2023-24, mientras que los ingresos por energía fueron solo de 5 billones de PKR. Se prevén pagos de capacidad de 2,1 billones de PKR para el año financiero 2024-25, que finaliza el 30 de junio.

Los pagos por capacidad comprenden más de la mitad del precio de la energía fijado por la Agencia Central de Compras de Energía de Pakistán en junio de 2024, porque los acuerdos de compra de energía (PPA) a largo plazo firmados con productores de energía independientes en Pakistán están indexados al dólar. Cuando el valor de la rupia cae, el costo de los pagos por capacidad aumenta.

«No podemos deshacernos fácilmente de estos contratos heredados porque son legalmente vinculantes y tienen una vida útil de 25 a 30 años», dijo Haneea Isaad, especialista en finanzas energéticas del IEEFA y coautora del informe de medición neta de Pakistán del instituto. “Cuando Pakistán firmó estos contratos en los años 1990 y principios de los 2000, el país enfrentaba un enorme déficit de suministro de energía. El gobierno realmente tuvo que ofrecer una prima por estos contratos, en forma de indexación del dólar, porque de lo contrario ningún inversor extranjero entraría. Lamentablemente, nuestro sector energético no ha evolucionado mucho desde entonces y todavía nos vemos obligados a ofrecer incentivos similares para atraer inversiones”.

Girando y negociando

Las empresas que quieran evitar los crecientes costos de la electricidad en Pakistán pueden, por supuesto, firmar sus propios PPA. La empresa solar Shams Power fue la primera empresa en firmar acuerdos de suministro de energía con clientes de C&I en Pakistán después de obtener las licencias necesarias del regulador, según su director ejecutivo, Omar M. Malik. La empresa posee y opera cerca de 40 MW de capacidad de generación solar en sitios C&I en el país y vende electricidad a los clientes a una tarifa acordada.

«El modelo de negocio es que hacemos de todo», dijo Malik. “Financiamos el proyecto, lo construimos, lo operamos, lo mantenemos durante 15 a 20 años y lo vendemos. [C&I customers] Electricidad con descuento respecto a la red. [price]. En algunos casos, nuestros clientes obtienen incluso un descuento del 70 %”.

La cartera de PPA solares conectados a la red de Shams Power incluye una amplia gama de proyectos, como una instalación en tejado de 5 MW para el mayorista alemán Metro Cash & Carry, una instalación en suelo de 5,5 MW para Coca Cola, un sistema montado en suelo de 2,5 MW para confitería el gigante Mondelez y 2,5 MW de energía solar en tejados en una planta de automóviles de Hyundai. Otros proyectos incluyen instalaciones en un hospital y una universidad, donde los ahorros de costos se están utilizando para financiar becas, mejorar las instalaciones y reducir los costos de atención médica, según el desarrollador. La compañía ha crecido agresivamente, dijo Malik, aunque los problemas económicos de Pakistán han afectado el mercado de PPA, debido a los mayores costos de financiamiento.

Sin embargo, podría haber nuevas e importantes oportunidades en el horizonte para desarrolladores como Shams Power. Ya existen regulaciones para reemplazar el modelo de comprador único de Pakistán con un mercado mayorista de electricidad competitivo, aunque el progreso hacia su implementación ha sido lento. A pesar de esto, existe una posibilidad real de que el wheeling (pagar por utilizar la red pública para transferir energía entre distintos compradores y vendedores de electricidad) pronto sea una opción para los inversores en energía solar.

«Las regulaciones sobre ruedas han estado vigentes desde 2015, con modificaciones implementadas en 2022», dijo la directora de operaciones de Shams Power, Irteza Ubaid. “Esto significa que, legal y técnicamente, el transporte es una opción viable para nosotros. La única cuestión pendiente es la estructura de precios que fijará la empresa distribuidora o la red. Estamos entre los primeros solicitantes de Wheeling y confiamos en que estamos a punto de obtener la aprobación. Anticipamos que este proceso se completará dentro del próximo año o 18 meses. Una vez aprobada, estamos completamente preparados para aprovechar esta oportunidad e implementar nuestros planes”.

Ubaid añadió que Shams Power tiene una cartera potencial de 500 MW, con una lista de clientes que incluye importantes multinacionales del sector de bienes de consumo de rápido movimiento, como Unilever, Pepsi, Nestlé y Coca Cola.

freno de mano estatal

El gobierno paquistaní es muy consciente de que el sector privado está interesado en desplegar capacidad solar a un ritmo para el autoconsumo, pero eso corre el riesgo de exacerbar el problema de los pagos por capacidad.

Syed Faizan Ali Shah es un experto nacional en energías renovables e integración de redes que coescribió el documento de medición neta de Pakistán de IEEFA con Isaad. Faizan, que también forma parte del comité de solarización del primer ministro Shehbaz Sharif, dijo que abrir las compuertas a la generación solar sin restricciones alteraría el mercado eléctrico de Pakistán, ya que una rápida reducción de los pagos a la red por parte del sector C&I podría ejercer más presión financiera sobre las empresas de servicios públicos centralizadas. Añadió que una mayor inclusión de energía solar distribuida en las instalaciones de C&I limitaría el potencial del próximo mercado energético mayorista de Pakistán.

“Si abrimos el mercado sin limitar [generation capacity]si se suelta, todos los consumidores industriales encontrarán una manera de compensar su demanda de energía contrayéndose [generation] en otra zona del país donde puedan comprar energía más barata”, dijo Faizan. “Si esto sucede, todo el parque de generación que ha adquirido el gobierno quedará inactivo, entonces ¿quién pagará por esas centrales eléctricas? Ésta es una preocupación importante: va en contra de las normas del mercado, pero la preocupación existe. Hay que pagar a las centrales eléctricas adquiridas centralmente de una forma u otra”.

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Sonnenwagen Aachen, un equipo de estudiantes de la Universidad RWTH Aachen en Alemania, obtuvo el segundo y tercer lugar en el iLumen European Solar Challenge 2024, compartiendo el podio con el equipo belga de la KU Leuven, que obtuvo el primer lugar.

El equipo de vehículos solares Sonnenwagen Aachen de Alemania ganó dos de los tres primeros lugares en el iLumen European Solar Challenge 2024 en Bélgica en septiembre. Su automóvil solar Covestro Photon quedó en segundo lugar y su automóvil más nuevo, Covestro Adelie, quedó en tercer lugar. KU Lovaina de Bélgica Equipo Solar Innoptusque también ganó el Reto Solar Mundial Bridgestone 2023 en Australia, obtuvo el primer lugar.

El iLumen European Solar Challenge es una carrera de resistencia de 24 horas que se celebra en Bélgica cada dos años en una antigua pista de carreras de Fórmula 1. Está abierto a equipos de estudiantes de Europa y más allá. Este año hubo 18 competidores en todas las categorías.

El equipo de estudiantes de Sonnewagen disponía de dos vehículos de la clase Challenger. Se trata de coches eléctricos monoplaza que no pesan más de 170 kg. El Covestro Photon con forma de catamarán cocinado 317 vueltas y el Covestro Adelie con forma de bala cocinado 307.

Las limitaciones de diseño son el peso, la aerodinámica y la potencia, lo que influye en cada decisión, desde la forma de la carcasa hasta los paneles solares, la batería, el inversor y los materiales, según el director del equipo y Universidad RWTH de Aquisgrán Leonie Brandt, estudiante de ingeniería mecánica, que ha estado involucrada en carreras de autos solares durante los últimos tres años.

Los coches están equipados con células solares de contacto trasero interdigitaladas Maxeon Sunpower. El coche más nuevo, el Coverstro Adelie, tenía 567 medias celdas que cubrían el 96% del área disponible.

«Elegimos media celda porque nos permite optimizar el espacio disponible, hacer frente a la curvatura y evitar pérdidas debido a la sombra», dijo Brandt. revistapv.

La batería de 6 kWh cuenta con módulos y sistemas diseñados a medida para encajar perfectamente dentro de la carcasa, mientras que las celdas están disponibles en el mercado. El inversor y la tecnología de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) provienen de proveedores comerciales. Brandt señaló que una batería de 6 kWh utilizada con un motor de vehículo eléctrico convencional proporcionaría una autonomía de 60 km, mientras que su configuración ofrece una autonomía de 600 km.

Los componentes incluyen un controlador de motor Tritium WaveSculptor22 de la australiana Prohelion y el especialista holandés en MPPT, Elmar Solar. «En la próxima edición desarrollaremos nuestro propio inversor», afirmó Brandt.

El equipo ahora está trabajando en su participación en el Bridgestone World Solar Challenge del próximo año para cumplir con los nuevos requisitos de la carrera. «Hay nuevas reglas y directrices para un panel solar mucho más grande», explicó Brandt.

Imagen: Equipo Sonnenwagen Aachen

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El último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que traza la evolución futura de la fabricación de energía limpia, dice que el mercado global combinado de energía fotovoltaica, turbinas eólicas, automóviles eléctricos, baterías, electrolizadores y bombas de calor aumentarán de 700 mil millones de dólares en 2023 a más de 2 billones de dólares para 2035.

La capacidad mundial de fabricación de módulos solares superará los 1,5 TW en 2035, según las previsiones del AIE. Su último informe, “Perspectivas de la tecnología energética 2024”, cubre la producción de energía solar, turbinas eólicas, automóviles eléctricos, baterías, electrolizadores y bombas de calor.

El informe utiliza escenarios como el Escenario de Políticas Declaradas (STEPS), que refleja el panorama político actual, y el Escenario de Promesas Anunciadas (APS), que supone que los gobiernos cumplen sus objetivos climáticos, para proyectar el potencial de crecimiento de estas tecnologías.

La AIE dijo que la capacidad mundial de fabricación de módulos solares podría alcanzar los 1.546 GW para 2035 bajo STEPS, y la capacidad aumentaría a 1.695 GW bajo APS. En 2023, la capacidad global se situó en 1.115 GW.

Se prevé que China mantenga un liderazgo en la producción solar, pero su participación en el mercado puede caer ligeramente a medida que los proyectos y políticas en otras regiones impulsen la expansión del fabricante, dijo la AIE.

Se espera que la capacidad de fabricación de módulos solares de EE.UU. UU. alcanzará los 90 GW para 2030 bajo STEPS, aumentando a poco más de 100 GW bajo APS. La AIE dijo que la demanda estadounidense de módulos solares y polisilicio se cubrirá casi en su totalidad con la producción nacional para 2035, mientras que la demanda de células solares y obleas seguirá dependiendo de las importaciones.

La AIE dijo que la capacidad de fabricación de módulos solares de la India podría alcanzar unos 80 GW bajo STEPS, aumentando a alrededor de 120 GW bajo APS. En la Unión Europea, el escenario APS respaldaría el objetivo de satisfacer el 40% de la demanda a través de la producción nacional.

A largo plazo, es probable que las diferencias en los fundamentos de costos en el mercado fabricante mundial se vuelvan cada vez más importantes, según el informe. La AIE dijo que esto podría dar una fuerte ventaja competitiva a regiones con bajos precios de energía, incluidas China, India, el Sudeste Asiático y Medio Oriente.

El informe pronostica que la demanda mundial de módulos solares crecerá de 460 GW en 2023 a 674 GW en 2035, a una tasa de crecimiento promedio del 3% anual, a 724 GW en 2050 bajo STEPS. Según APS, se espera que la demanda mundial de módulos solares alcance los 860 GW para 2035 y los 894 GW para 2050.

Se prevé que China seguirá siendo el principal motor de crecimiento de la demanda del sector mundial, alcanzando alrededor de 415 GW en 2035 tanto en el marco de STEPS como de APS. Se espera que India y otros mercados emergentes y economías en desarrollo (EDME) acaparen una participación creciente del mercado global en ambos escenarios, alcanzando casi el 25% en 2050 bajo STEPS y el 35% bajo APS.

La AIE dijo que la inversión promedio en la cadena de suministro fotovoltaica caerá en los próximos años, de más de 80 mil millones de dólares en 2023 a alrededor de 10 mil millones de dólares en los años 2024 a 2030, y luego disminuirá aún más entre 2031 y 2035. espera una caída porque “la capacidad actual es más que suficiente para cubrir una parte importante del despliegue”. La mayor inversión, agregada, se necesitará en China, Estados Unidos, India y la Unión Europea.

Con base en la configuración política actual, la AIE dijo que el mercado global combinado de energía solar, turbinas eólicas, tarjetas eléctricas, baterías, electrolizadores y bombas de calor podría aumentar de 700 mil millones de dólares en 2023 a más de 2 billones de dólares. en 2035, cerca del valor de la mercado mundial del petróleo crudo en los últimos años.

El director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, dijo que a medida que los países busquen definir su papel en la nueva economía energética, las políticas energéticas, industriales y comerciales se volverán más vitales y estarán interconectadas.

“Las transiciones a energías limpias presentan una gran oportunidad económica y los países están tratando, con razón, de aprovecharla”, dijo Birol. «Sin embargo, los gobiernos deben esforzarse por desarrollar medidas que también fomenten la competencia continua, la innovación y la reducción de costos, así como el progreso hacia sus objetivos energéticos y climáticos».

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