Las instalaciones solares crecieron un 4% interanual en la Unión Europea en 2024, muy por debajo del crecimiento del 53% en 2023. La desaceleración coincide con una disminución de la inversión en energía solar, lo que marca la primera caída de este tipo en este década. SolarPower Europe prevé ahora un crecimiento anual del 3% al 7% en instalaciones solares de 2025 a 2028.

Los desarrolladores desplegarán 65,5 GW de energía solar en toda la Unión Europea en 2024, según Energía Solar Europa‘s «Perspectivas del mercado de la UE para la energía solar 2024-2028.”

La cifra refleja un crecimiento anual del 4% en comparación con los 62,8 GW de instalaciones de 2023, una fuerte caída con respecto al crecimiento del 53% registrado entre 2022 y 2023. El parque solar de la UE suma ahora 338 GW, cuatro veces más que los 82 GW de hace una década.

SolarPower Europe atribuyó la desaceleración a factores más allá de la caída de los precios de los componentes solares y los menores costos iniciales de las instalaciones. Los proyectos solares a escala comercial montados en suelo experimentaron una reducción de costos promedio del 28% en 2024.

A pesar de la reducción de los costes de capital, la inversión solar de la UE cayó por primera vez en esta década, pasando de 63.000 millones de euros (66.200 millones de dólares) en 2023 a 55.000 millones de euros en 2024.

Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, calificó el informe como una advertencia para los responsables políticos y operadores de sistemas europeos.

«Ralentizar el despliegue solar significa frenar los objetivos del continente en materia de seguridad energética, competitividad y clima», afirmó Hemetsberger. “Europa necesita instalar alrededor de 70 GW al año para cumplir sus objetivos para 2030. Se necesitan medidas correctivas ahora, antes de que sea demasiado tarde”.

Los pronósticos de SolarPower Europe para 2025 a 2028 sugieren que el crecimiento se estabilizará entre el 3% y el 7% en los próximos años.

Se espera que el mercado agregue 70 GW en 2025, lo que refleja una tasa de crecimiento del 7% impulsada por proyectos a escala de servicios públicos iniciados durante los últimos dos años, que se beneficiaron de precios de módulos récord. Se prevé que las tasas de crecimiento caigan al 3% en 2026, con 72,3 GW de nueva capacidad solar, a medida que los desarrolladores responden a las limitaciones de la red y las incertidumbres del mercado.

El escenario medio de SolarPower Europe prevé una mejora del 6% hasta 76,5 GW en 2027 y un aumento del 7% hasta 81,5 GW en 2028.

“Este crecimiento más lento refleja graves desafíos estructurales, en particular en aquellos Estados miembros donde las adaptaciones de los marcos políticos y la infraestructura se han quedado rezagadas con respecto a la energía solar. «La rápida evolución del sector hasta convertirse en un pilar notable del suministro de energía», señala el informe. «También queda por ver qué significa para la energía solar en la UE el cambiante panorama político hacia la derecha».

Las lentas tasas de electrificación continúan suprimiendo la demanda en el mercado solar, con la tasa de electrificación del continente estancada en el 23% en los últimos cinco años, lo que hace que gran parte del sistema energético dependa de combustibles fósiles. SolarPower Europe señaló que la Electrification Alliance está presionando para lograr una tasa de electrificación del 35% para 2030.

El informe también destaca la falta de flexibilidad del sistema energético, lo que ha llevado a restricciones solares y precios negativos, socavando la seguridad energética y la competitividad europeas como factores adicionales que contribuyen a la desaceleración.

Las instalaciones solares residenciales disminuyeron drásticamente en 2024, con 5 GW de energía solar residencial agregada en comparación con los 12,8 GW del año pasado. SolarPower Europe atribuyó esta disminución al impacto cada vez menor de la crisis energética y pronostica que esta tendencia persistirá en los próximos años.

Según el informe, es probable que las instalaciones solares más grandes crezcan más rápidamente que los proyectos sobre tejados en la UE durante la segunda mitad de la década. Sin embargo, se espera que las instalaciones en tejados, partiendo de una base más grande, retengan una mayor proporción de la capacidad solar total de la UE durante la década en comparación con los proyectos a escala de servicios públicos.

A nivel nacional, SolarPower Europe descubrió que cinco de los diez principales mercados solares de la UE (España, Polonia, Países Bajos, Austria y Hungría) instalaron menos energía solar en 2024 que en 2023. Mientras tanto, Alemania, Italia, Francia, Grecia y Polonia experimentaron ganancias modestas, y la mayoría agregada alrededor de 1 GW más que el año pasado.

Entre 2025 y 2028, se prevé que Alemania, España e Italia lideren el crecimiento del mercado solar de la UE.

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La Autoridad de Contratación Pública de Bangladesh está buscando consultores para completar un estudio de viabilidad para la construcción de un parque solar. La fecha límite para las solicitudes es el 9 de enero de 2025.

Imagen: Michael Wilson, Unsplash

La Autoridad de Contratación Pública de Bangladesh busca una empresa consultora para completar un estudio de viabilidad técnica y económica para la construcción de un parque solar.

Según el aviso de licitaciónel trabajo se relaciona con la construcción de un proyecto solar en el área de Jamalpur Char en el norte Bangladesh.

el términos de referencia afirman que el estudio de viabilidad debe incluir tierras, recursos solares, integración de la red de energía renovable variable (ERV) y evaluaciones tecnoeconómicas, junto con una hoja de ruta de desarrollo.

Las autoridades aceptarán ofertas de empresas consultoras internacionales. La fecha límite para las manifestaciones de interés es el 9 de enero de 2025.

A principios de este mes, la Junta de Desarrollo Energético de Bangladesh lanzó una licitación para la instalación de 12 proyectos solares conectados a la red con una capacidad combinada de 353 MW. La licitación está abierta hasta el 3 de febrero de 2025.

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El Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) y el Instituto Fraunhofer de Tecnología Ambiental, Seguridad y Energía (Fraunhofer UMSICHT) afirman que su nueva fachada combina módulos fotovoltaicos, protección contra la intemperie y aislamiento térmico. Eliminar la necesidad de una subestructura y utilizar aislamiento elaborado con materias primas sostenibles.

Imagen: Fraunhofer ISE, Mona Mühlich

Delaware revista pv Alemania

El enfoque estándar para la construcción de sistemas fotovoltaicos integrados en fachadas utiliza sistemas de montaje especializados para combinar módulos solares con fachadas estilo cortina con ventilación trasera.

Para abordar esto, Instituto Fraunhofer ISE y Fraunhofer UMSICHT han desarrollado un elemento de fachada que integra fotovoltaica, protección contra la intemperie y aislamiento térmico en una sola unidad.

Los institutos dijeron que su nuevo sistema elimina la necesidad de una subestructura adicional. Los elementos prefabricados, de 1 metro x 1,2 metros, se presentan en dos versiones con aislamiento elaborado con materias primas renovables, como fibras de cáñamo y setas.

«Ambos materiales son adecuados para su uso en fachadas en términos de comportamiento al fuego», afirma Holger Wack, jefe del grupo de desarrollo de materiales de construcción en Fraunhofer UMSICHT.

El material del hongo se puede producir a partir de residuos agrícolas, lo que lo hace muy eficiente en el uso de recursos. Ambos tipos de aislamiento están diseñados para una fácil separación de los elementos de la fachada para permitir el reciclaje.

Según se informa, esta construcción integrada reduce significativamente el uso de materiales en comparación con la energía fotovoltaica integrada en edificios (BIPV) convencional. Los elementos también se montan rápidamente y, en caso necesario, se pueden desmontar individualmente sin afectar a los componentes vecinos. Una instalación de prueba en el Instituto Fraunhofer de Física de la Construcción IBP en Holzkirchen (Alemania) demostró velocidades de montaje de menos de 1,5 horas por elemento.

Actualmente, la fachada fotovoltaica está siendo sometida a un intenso control de la potencia, la durabilidad, el comportamiento de temperatura y humedad y el rendimiento del aislamiento térmico. Los investigadores también están desarrollando una descripción del proceso digital para garantizar un diseño y montaje adecuados en futuros proyectos de construcción.

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El programa Nacional Interdisciplinario de Investigación sobre Economía Circular (NICER) afirma en un nuevo informe que la industria solar del Reino Unido podría generar 1,2 millones de toneladas de residuos para 2050. Pide medidas de economía circular para cumplir los objetivos de implementación solar y energía solar neta cero.

Un nuevo informe insta a la Reino UnidoLa industria solar comenzará a implementar economía circular medidas para garantizar que el país alcance sus objetivos netos cero.

El informe”,De lineal a circular: evidencia del sector solar del Reino Unido”, dice el crecimiento de la industria solar del Reino Unido dio lugar a unas 152.523 toneladas de aluminio, 8.745 toneladas de cobre y 667.947 toneladas de material de vidrio incrustadas en instalaciones solares del Reino Unido para finales de 2023.

Dijo que esto podría convertirse en “un flujo de residuos problemático” en el futuro y agrega que la transición a una economía circular es “imperativa” para alinearse con el objetivo de cero emisiones netas del Reino Unido y su objetivo de desplegar 70 GW de energía. energía solar para 2035.

Ananda Nidhi, coautor del informe, dice que al adoptar principios de economía circular, la industria solar del Reino Unido podría hacer frente a los 1,2 millones de toneladas de residuos solares estimados que podrían generarse para 2050 manteniendo más de 2 mil millones de dólares en aluminio, cobre y plata. integrado en la energía solar en uso, al tiempo que genera aproximadamente 460 millones de dólares gracias al aumento de las tasas de reciclaje.

«Una economía circular también tiene el potencial de estimular el crecimiento económico mediante la creación de nuevos puestos de trabajo y el fomento del desarrollo de empresas en los sectores de reparación, renovación y reciclaje», afirmó Nidhi.

Un cambio hacia una economía circular requerirá repensar el diseño de productos, el uso de materiales y la gestión del final de su vida útil en toda la cadena de valor solar, afirmó NICER. Señaló oportunidades y desafíos asociados con la implementación de principios de economía circular en toda la cadena de valor solar e incluye detalles sobre iniciativas existentes que implementan medidas de economía circular.

Entre los ejemplos se encuentra un proyecto que explora el uso de negro de humo reciclado de neumáticos de vehículos usados ​​en aplicaciones que incluyen la energía fotovoltaica. El equipo de investigación ha descubierto que el negro de humo de neumáticos usados ​​podría igualar o incluso superar el rendimiento de los materiales puros, proporcionando una alternativa circular a la incineración o los vertederos.

Otro ejemplo es la colaboración del ayuntamiento londinense Hammersmith & Fulham con la empresa emergente Re-Solar, con sede en Cornualles, para realojar paneles solares. Los paneles involucrados, que todavía tienen más de 10 años de vida operativa, fueron enviados a Ucrania para ayudar a dotar al país de poder descentralizado.

NICER enumeró las principales barreras a la circularidad en el sector solar como la falta de políticas de final de vida, limitaciones de diseño y lagunas de datos. dijo que las partes interesadas deberían adoptar diseños libres de halógenos y plomo, invertir en infraestructura de reciclaje, eliminar los paneles solares de Normativa RAEEy permitir el uso de una segunda vida para los productos dentro del Esquema de Certificación de Microgeneración.

“El momento de hacer esto es ahora. El sector solar del Reino Unido se encuentra en un momento crítico, con un crecimiento sustancial mientras opera con un modelo lineal”, dijo Nidhi. «Al implementar las recomendaciones descritas en este informe, el Reino Unido puede liderar el camino en la creación de una industria de energía solar resiliente y sostenible».

NICER desarrolló el informe con académicos de la Universidad de Exeter.

el reino unido desvelado su Plan de Acción Clean Power 2030 la semana pasada, que apunta a 30 GW de capacidad solar en su combinación de generación para finales de la década.

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En medio de precios récord para los módulos solares, el enfoque de la reducción de costos para los proyectos solares a escala de servicios públicos se está desplazando hacia los gastos de equilibrio del sistema (BoS) no relacionados con los módulos. Se espera que la transición de un voltaje de 1,5 kV a 2 kV en proyectos solares gane impulso hasta 2030.

Delaware revista pv edición impresa 24/12

La justificación para pasar de un voltaje de 1,5 kV a 2 kV en proyectos solares se basa en principios eléctricos, en particular la relación entre potencia eléctrica (P), corriente (I) y voltaje (V), expresada como P=IV. . Al aumentar el voltaje mientras se mantiene la corriente constante, se puede aumentar la producción de energía sin pérdidas adicionales. Se espera que esta transición produzca un aumento del 0,5% al ​​​​0,8% en el rendimiento energético de los sitios fotovoltaicos.

Los voltajes más altos se adaptan a cadenas de módulos más largos. Un sistema de 1,5 kV puede acomodar 33 módulos clasificados a 45 V de corriente continua, mientras que un sistema de 2 kV puede acomodar 44 módulos, lo que representa un aumento del 33 % en la capacidad de energía. Una longitud de cuerda más larga significa menos cuerdas. Esto ayuda a reducir el equilibrio eléctrico de los gastos del sistema, incluidos los costos de cajas de combinación, conectores y cableado, entre un 10% y un 15%. La cantidad de inversores necesarios también debería disminuir, ya que los voltajes más altos se adaptan a componentes electrónicos con mayor densidad de potencia.

Si bien los inversores de 2 kV cuestan más debido a la menor escala de fabricación de algunos componentes y al aumento de los requisitos de prueba, las perspectivas a largo plazo siguen siendo positivas. El cambio a 2 kV hará que los inversores tengan más densidad de energía, lo que ahorrará en carcasas, fusibles y otros componentes. Menos componentes de proyectos solares deben reducir los costos laborales y significar menores gastos de operación y mantenimiento (O&M). Eso podría significar, eventualmente, entre un 1% y un 2% menos de costos de capital, además de un mayor rendimiento energético.

Desafíos clave

Se deben abordar varios desafíos antes de que pueda ocurrir una adopción generalizada. El principal obstáculo es la disponibilidad de inversores de 2 kV, ya que hay que resolver numerosos desafíos técnicos. Actualmente, los componentes capaces de manejar 2 kV son limitados y los fabricantes de inversores tienen que lidiar con problemas relacionados con cajas combinadoras, aislamiento externo, fusibles e interruptores. Se debe realizar una cantidad sustancial de pruebas de hardware y software para garantizar la confiabilidad y el funcionamiento seguro de los inversores de 2 kV en la red. También existen mayores desafíos relacionados con la adopción de 2 kV para inversores de cadena a gran escala que para los inversores centrales, debido a la mayor densidad de potencia de los primeros. Esto puede retrasar ligeramente la adopción de inversores string de 2 kV, en comparación con los dispositivos centrales.

La disponibilidad limitada de estándares es otra barrera importante que obstaculiza el desarrollo y la adopción de productos de 2 kV. Recientemente, JinkoSolar Holding Co. Ltd. se convirtió en la primera empresa de módulos solares en recibir la certificación de UL Solutions Inc. para sus módulos de 2 kV. Sin embargo, llevará tiempo hasta que surjan procesos de certificación completamente formados y aún más hasta que los fabricantes alineen sus productos con estos estándares. Convencer a los desarrolladores para que inviertan en proyectos de 2 kV plantea otro desafío, ya que estos nuevos sitios serán inherentemente más riesgosos que los proyectos estándar de 1,5 kV, con costos más altos y una selección más pequeña de proveedores.

Para los módulos, el aumento de voltaje requiere una mayor distancia de fuga entre las partes eléctricas, lo que puede reducir ligeramente la eficiencia de un módulo y aumentar su costo por vatio. Además, los fabricantes de módulos se centran actualmente en el cambio a la tecnología de tipo n, junto con márgenes reducidos debido al exceso de oferta de paneles, lo que disminuye su disposición a invertir en nueva tecnología. Sin embargo, la transición a 2 kV no es particularmente difícil para los módulos, en comparación con los desafíos que enfrentan los fabricantes de inversores, ya que la mayoría de los grandes módulos fotovoltaicos comerciales y de servicios públicos ya utilizan una estructura de vidrio, lo que proporciona suficiente aislamiento y protección para voltajes más altos.

Previsión tecnológica

Es probable que China y Estados Unidos sean las primeras regiones en adoptar la tecnología de 2 kV. China sirve como campo de pruebas para los mayores fabricantes de servicios públicos del mundo y se espera que lleve a cabo numerosos proyectos piloto para garantizar la confiabilidad de los componentes antes de que los fabricantes se expandan a los mercados internacionales. Los plazos de entrega más rápidos en China también facilitarán una entrada más rápida al mercado para productos de 2 kV. Se espera que Estados Unidos haga lo mismo: GE Vernova lanzó recientemente un inversor de 2 kV, lo que marca un paso significativo en el mercado.

Hará falta tiempo para que los desarrolladores y las empresas de servicios de ingeniería, adquisiciones y construcción se acostumbren a los productos de 2 kV, además de plazos más largos para tomar decisiones de inversión en Estados Unidos. Partiendo del precedente histórico del cambio de 1 kV a 1,5 kV, donde los envíos de inversores de 1,5 kV aumentaron dos años después de los primeros proyectos piloto, se prevé que la adopción más amplia de la tecnología de 2 kV llevará varios años. S&P Global pronostica que los productos de 2 kV crecerán de menos de 5 GW, en 2026, a 380 GW en 2030, lo que representará el 77% de los proyectos solares a escala de servicios públicos en todo el mundo para ese momento.

El cambio a 2 kV presenta una oportunidad prometedora para reducciones a largo plazo en los costos de equilibrio del sistema, inversores, mano de obra y operación y mantenimiento, gracias a diseños de sitio más simples y pequeños aumentos en el rendimiento energético. La colaboración de toda la industria es esencial para superar los desafíos técnicos, establecer estándares e impulsar la adopción. Una mayor conciencia de este salto tecnológico es crucial para identificar ahorros de costos adicionales en el equilibrio de los sistemas. Si bien persisten desafíos técnicos, particularmente en el diseño de productos inversores de 2 kV, S&P predice que la energía solar a escala de servicios públicos comenzará a hacer la transición a 2 kV entre 2026 y 2027, particularmente en Estados Unidos y China.

Sobre los autores: Liam Coman es analista de investigación solar en S&P Global Commodity Insights y cubre las cadenas de suministro de inversores solares, inversores de equilibrio del sistema e inversores de almacenamiento de energía. Coman trabaja con proveedores para analizar tendencias, pronósticos y evaluar la industria de los inversores solares. Anteriormente trabajó para una consultoría de ingeniería especializada en regulación ambiental y cumplimiento de políticas.

SiqiHe es analista principal del equipo de tecnología de energía limpia de S&P Global Commodity Insights, responsable de la investigación de la cadena de suministro solar, fotovoltaica e inversores de almacenamiento de energía. Trabajó previamente para Wood Mackenzie Power & Renewables en Nueva York y pasó cuatro años como analista financiero en PetroChina en Beijing.

Karl Melkonian es analista principal del equipo de tecnología de energía limpia, y se especializa en investigación y análisis del mercado de energía y energías renovables, particularmente para los mercados fotovoltaicos y las empresas solares. Su enfoque incluye análisis financiero, tecnología y materiales de fabricación, y las tendencias y requisitos de la industria fotovoltaica.

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PXP Corporation ha conseguido recientemente 1.500 millones de yenes (9,98 millones de dólares) en una ronda liderada por Softbank Corp. de Japón para seguir adelante con su plan de construir una fábrica de módulos de calcopirita de 25 MW.

PXP Corporation, una nueva empresa japonesa que desarrolla soluciones flexibles calcopirita módulos fotovoltaicos anunció que obtuvo 1.500 millones de yenes (9,98 millones de dólares) a través de una ronda de capital de riesgo Serie A liderada por SoftBank Corp. de Japón, una empresa de tecnología de medios y telecomunicaciones que cotiza en bolsa.

Calcopirita (CuGaSe2) tiene una banda prohibida de energía de 1,7 eV y hasta la fecha se ha utilizado en células solares con factor de llenado limitado y voltaje de circuito abierto.

PXP Corporation tiene planes de producir módulos de calcopirita flexibles y desarrollar una tecnología de células solares en tándem de perovskita-calcopirita. El objetivo es pasar de una línea piloto a una planta dedicada a la producción, la I+D y la formación. «Estamos planificando la planta con una capacidad de producción anual de alrededor de 25 MW», dijo el director de tecnología de PXP Corporation, Hiroki Sugimoto. revistapv.

Está previsto que se inicie la producción de módulos de calcopirita con una eficiencia del 18%. En una etapa posterior, la empresa pretende producir paneles de calcopirita con una eficiencia de conversión de energía del 19,2%, según Sugimoto.

PXP también está trabajando en células en tándem de perovskita-calcopirita, que alcanzaron una eficiencia del 26,5 % en el laboratorio a principios de este año. «Desde entonces, los esfuerzos se centran en mejorar la durabilidad», afirmó Sugimoto.

PXP Corporation ha estado demostrando durante el año pasado sus módulos de calcopirita livianos y flexibles en una variedad de aplicaciones fotovoltaicas integradas en vehículos (VIPV), como contenedores refrigerados portátiles alimentados con energía solar, un automóvil de pasajeros con energía solar integrada y un triciclo eléctrico. .

Un portavoz de Softbank dijo revistapv que la empresa objetivos utilizar la tecnología PXP en diversas aplicaciones, como alimentar centros de datos con energía limpia, suministro energía para estaciones base portátiles que se desplegarán en áreas afectadas por desastres durante emergencias Estación de plataforma de gran altitud ultraligera (HAPS)el avión propulsado por energía solar debía volar a una altitud de 20 km sobre la superficie terrestre y llevar como carga útil estaciones base de telecomunicaciones.

Los coinversores en la ronda de financiación de riesgo incluyen Solable Corporation, Kowa Optronics, Toyota Tsusho Corporation, J&TC Frontier, un vehículo de inversión conjunta entre JFE Engineering Corporation y Tokyo Century Corporation, Automobile Fund Co., Mitsubishi HC Capital Co, Yokohama Capital Co. ., Ltd. y Taro Ventures.

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El gobierno de Gibraltar está buscando desarrolladores para instalar sistemas solares en tejados en sitios seleccionados en todo el Territorio Británico de Ultramar. También se consideran propuestas para marquesinas solares y paneles solares flotantes como parte de la licitación. La fecha límite para las manifestaciones de interés es el 24 de enero de 2025.

Imagen: Michal Mrozek, Unsplash

el gobierno de Gibraltar Acepta manifestaciones de interés de promotores para instalar sistemas solares en lugares seleccionados de todo el territorio.

el detalles de licitación afirman que el gobierno está buscando un despliegue gradual de sistemas solares en gran parte en tejados desarrollados bajo un acuerdo de compra de energía. La capacidad de cada fase estará determinada por la disponibilidad de edificios y sitios para el despliegue, así como por la configuración de los sistemas propuestos.

El gobierno dijo que también está considerando la instalación de marquesinas solares en lugares adecuados y está dispuesto a considerar otras soluciones, incluida la energía solar flotante.

Los sitios ya identificados para las instalaciones incluyen el Ayuntamiento, el Teatro Inces Hall, la Central Eléctrica de North Mole y el área de estacionamiento de Europa Point.

El alcance de los trabajos incluye el diseño, instalación, conexión a red, puesta en servicio, operación y mantenimiento de los sistemas solares. La fecha límite para presentar expresiones de interés es el 24 de enero de 2025.

En agosto, el gobierno de Gibraltar lanzó una licitación para un panel solar en Aeropuerto Internacional de Gibraltar.

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El gobierno del Reino Unido aumentará el umbral de capacidad solar para proyectos de infraestructura de importancia nacional, entregando a los planificadores locales energía autorizada para proyectos de hasta 100 MW. Los proyectos con capacidad superior a 50 MW en Inglaterra están actualmente sujetos a la aprobación del gobierno central.

El gobierno del Reino Unido ha confirmado que ajustará los umbrales de planificación para proyectos solares a gran escala en Inglaterra, poniendo más decisiones en manos de las autoridades de planificación locales.

Gareth Phillips, socio del bufete de abogados Pinsent Masons, dijo revistapv Los cambios podrían significar más aplicaciones de planificación para proyectos solares de hasta 100 MW, que «posiblemente habían caído en la zona muerta de planificación».

Según las normas actuales, los proyectos en Inglaterra con una capacidad superior a 50 MW deben avanzar a través del proceso de Proyectos de Infraestructura de Importancia Nacional (NSIP) del gobierno del Reino Unido, un procedimiento de planificación más complejo y costoso que buscar permiso a nivel local. El gobierno había propuesto aumentar el umbral de capacidad solar a 150 MW, pero anunció que tiene la intención de duplicarlo a 100 MW tras una consulta pública.

Cómo avanzarán los proyectos solares a través de las autoridades de planificación local (LPA) en Inglaterra es una cuestión abierta. Phillips advirtió que a muchas LPA les ha resultado “políticamente difícil” otorgar permisos de planificación para proyectos solares de alrededor de 49 MW “debido a las preocupaciones de los electores sobre el paisaje, el impacto visual y la pérdida de tierras agrícolas”.

«Es posible que tengan dificultades para aprobar proyectos de hasta el doble de ese tamaño y capacidad», afirmó.

Pinsent Masons ha trabajado en varios proyectos solares NSIP de alto perfil en el Reino Unido, incluido el proyecto solar Cottam de 600 MW aprobado en septiembre de 2024. Phillips dijo que no espera ver una diferencia significativa en la cantidad de NSIP solares que se promueven. . Esto se debe a que la mayoría de los solares NSIP superan holgadamente los 100 MW de capacidad, a disposiciones transitorias que significan que aquellos proyectos en etapa de presolicitud deberán continuar bajo el régimen NSIP existente, además de barreras legales para dividir proyectos en un intento por evitar umbrales.

El cambio de umbral del NSIP se incluyó como parte del nuevo Marco de Política de Planificación Nacional (NPPF) del gobierno del Reino Unido. Otros cambios en la política de planificación en el NPPF incluyen el requisito de que las autoridades de planificación locales apoyen la energía renovable y baja en carbono y la infraestructura asociada.

La asociación comercial Solar Energy UK ha acogido con satisfacción los cambios. En una declaración, Chris Hewett, director ejecutivo de Solar Energy UK, describió el NPPF como un paquete de reformas «que debería impulsar el mercado solar».

“Teniendo en cuenta los pros y los contras, creo que la industria solar estará feliz de conformarse con un techo de 100 MW, menos radical que el umbral de 150 MW que sugirió una consulta en el verano. Dado que una preocupación mayor ha sido la falta crónica de recursos para los funcionarios de planificación, nos complace mucho ver el compromiso de asignar £100 millones. [$127 million] a los departamentos de planificación de los ayuntamientos, lo que debería marcar una diferencia real en los momentos de toma de decisiones”, dijo Hewett.

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La Comisión Europea publicará orientaciones sobre agrovoltaica como parte de un documento más amplio que cubre tecnologías innovadoras, según escucharon los asistentes a pv magazine Roundtables Europe 2024. Más de 1.300 invitados se unieron al evento en vivo de pv magazine el 5 de diciembre, que cubró temas que iban desde la calidad y la fabricación europea hasta el almacenamiento de energía y la tecnología de células solares.

La Comisión Europea publicará orientaciones sobre agrovoltaica para los estados miembros de la UE durante su actual sesión legislativa, según informó pv magazine a los asistentes a Roundtables Europe 2024, que cubrirán los aspectos regulatorios y financieros del despliegue.

En su intervención en el evento en directo, Ignacio Asenjo, responsable de políticas de la Comisión Europea, compartió una actualización sobre cómo están progresando las directrices tan esperadas sobre la energía agrivoltaica. Inicialmente se esperaba que el brazo ejecutivo de la Unión Europea publicara sus directrices sobre agrovoltaica en 2024.

Asenjo dijo que la Comisión Europea estaba comprometida a producir orientación sobre métodos de implementación como la agrovoltaica bajo su mandato anterior, pero esto se amplió en 2024 para incluir una gama más amplia de tecnologías.

Ponte al día con toda la acción de pv magazine Roundtbales Europe 2024.

«El razonamiento es que necesitamos todas las formas posibles de implementación de energías renovables», dijo Asenjo a los espectadores de Roundtables Europe. “Las tradicionales, como la fotovoltaica terrestre o la fotovoltaica sobre tejados, pero también la eólica, terrestre y marina. También debemos pensar en otras formas de implementación que aprovechen la modularidad de la energía fotovoltaica, por lo que pensamos en la energía fotovoltaica agrícola, pero también pensamos en la energía fotovoltaica integrada en edificios, en la infraestructura fotovoltaica, la energía fotovoltaica flotante, etc. ”.

Asenjo reconoció que los desarrolladores de proyectos han experimentado “complejidades” debido a las regulaciones existentes al desarrollar proyectos agrovoltaicos en la Unión Europea, pero sugirió que la orientación podría resultar en mejoras en el futuro cercano.

«Se decidió no emitir esta orientación en el mandato anterior, pero sin duda será el caso en esta nueva comisión y espero que en los próximos meses, y en 2025, comencemos a hacer realmente progresos», dijo.

Nuevas reglas

Los expertos de la industria de los principales mercados agrovoltaicos europeos también compartieron sus puntos de vista sobre el panorama regulatorio durante el evento digital.

Italia ha dado pasos importantes en materia de energía agrivoltaica en 2024, primero introduciendo nuevas especificaciones técnicas y luego asignando 1,5 GW de capacidad en su primera licitación de energía agrivoltaica.

Oltis Dallto, gerente de agricultura fotovoltaica en Juwi Energie Rinnovabili, dijo a los asistentes a las mesas redondas que las regulaciones de Italia, en combinación con la licitación para la energía agrivoltaica, podrían ser un «cambio de juego» desde una perspectiva tecnológica.

«Habrá 1.370 MW de proyectos fotovoltaicos a gran escala que estarán obligados a utilizar estructuras muy elevadas», afirmó Dallto. «Los proyectos italianos de energía fotovoltaica cambiarán sin duda la forma en que se construyen».

granja de animales

Angela Heinssen, directora ejecutiva del bufete de abogados Kanzlei an der Lühe, ofreció una visión general de la última actualización de la normativa agrivoltaica en Alemania. Las regulaciones alemanas sobre agrovoltaica incluyen una norma técnica introducida en 2021, que establece una serie de criterios sobre cuestiones como el rendimiento agrícola y la pérdida de tierras, y una actualización de 2024 centrada en la ganadería.

Heinssen formó parte del consorcio que definió las normas para 2024 para la agrovoltaica con cría de animales. El abogado señaló que era necesario más de un año para encontrar una “definición clara y buena” de la agrivoltaica en el contexto ganadero. Las cuestiones abordadas por la nueva norma incluyen reglas sobre la cantidad de animales colocados en un corral, una altura mínima para la instalación solar sobre las aves de corral y el impacto de la sombra en el comportamiento de los animales.

También se destacó como una adición importante a las regulaciones alemanas una tarifa de alimentación para los pequeños agricultores (aquellos que implementan sistemas agrovoltaicos en sitios de 2,5 hectáreas o menos).

perder la confianza

Sin embargo, aún está por verso si los agricultores son capaces de aprovechar estas tarifas de alimentación, como explicó el consultor de agrovoltaica Constantin Klyk a la audiencia de Roundtables Europe.

“Esta es una actualización que ocurrió este año en Alemania con [Solar Package 1 legislation] y hay una tarifa de alimentación especial para la energía fotovoltaica agrícola, es decir, subastas especiales, tarifas de alimentación especiales para proyectos pequeños, pero también para proyectos más grandes”, dijo Klyk. “Ahora la situación es, digamos, un poco difícil en este momento. Hay muchas empresas, muchos agricultores y muchas partes interesadas esperando la aprobación de la UE. Todavía no tenemos la aprobación de la UE para estas compensaciones adicionales, y esto lleva así más de medio año.

«Creo que en todo el ámbito de la energía fotovoltaica en Alemania las partes interesadas están perdiendo poco a poco la confianza en lo que esto sucederá».

política local

Emilien Simonot, director de agrivoltaica de Lightsource bp, explicó cómo las opiniones de los gobiernos municipales también pueden influir en el despliegue.

«Por ejemplo, en un país como Alemania o los Países Bajos, los municipios tienen bastante poder», afirma Simonot. «En Francia, es un comité a nivel provincial el que decide si un proyecto se ajusta o no a la normativa agro-fotovoltaica».

Simonot agregó que los promotores también deben considerar el creciente volumen de orientación de las partes interesadas, como las asociaciones de agricultores, y sugirió que demasiada variación en la regulación de la agrovoltaica corre el riesgo de eliminar las cualidades que hacen competitivas a la fotovoltaica.

“Por un lado, todas esas medidas y cómo llegan a un nivel tan granular es bueno, porque creo que se ha destacado que la agricultura fotovoltaica tiene que adaptarse al territorio. Tiene que adaptarse a la agricultura y eso es algo que entendemos como promotores, dijo Simonot.

“Por otro lado, plantea la cuestión de la modularidad y de cómo podemos aprovechar al máximo esta gran fuerza fotovoltaica, siendo modular, de bajo coste y replicable. ¿Cómo adaptamos eso a la agricultura fotovoltaica?

Soluciones tecnicas

Los fabricantes también compartieron sus puntos de vista sobre la agrivoltaica en pv magazine Roundtables Europe, con presentaciones de Huasun y Huawei durante la sesión.

Christian Comes, director de desarrollo de negocios de Huasun, presentó el costo y el perfil de generación de energía de los diferentes tipos de instalaciones agrovoltaicas, al tiempo que adelantó un producto semitransparente que el fabricante de módulos se prepara para lanzar al mercado con un socio francés en 2025.

Mientras tanto, Guluma Megersa, gerente senior de desarrollo de negocios y soluciones de Huawei Technologies Deutschland, exploró las demandas que las instalaciones agrovoltaicas pueden imponer a los inversores, incluida la necesidad de características de seguridad sólidas y múltiples entradas MPPT para manejar diseños de plantas flexibles. .

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La francesa TotalEnergies y la empresa energética omaní OQ Alternative Energy han firmado acuerdos para desarrollar 100 MW de proyectos solares y dos proyectos eólicos de 100 MW. La construcción comenzará a principios de 2025.

Imagen: Energías Totales

Energías Totales se ha asociado con OQ Alternative Energy (Oqae) para desarrollar un proyecto solar de 100 MW en Saih Nihaydah, al norte Omán.

Está previsto que la construcción del proyecto North Solar comience a principios de 2025, y se espera que la producción de electricidad comience a finales de 2026.

La electricidad se entregará a través de un acuerdo de compra de energía a largo plazo con Petroleum Development Oman, la principal empresa de exploración y producción del Sultanato.

Las dos partes también desarrollarán conjuntamente dos proyectos eólicos de 100 MW en el sur de Omán. TotalEnergies y Oqae adquirirán una participación del 49% y del 51% en cada uno de los tres proyectos.

La semana pasada, Omán lanzó una licitación para seleccionar desarrolladores para un Proyecto solar de 280MW. Los desarrolladores interesados ​​tienen hasta el 3 de febrero para presentar su declaración de calificación.

El gobierno de Omán se ha fijado el objetivo de añadir alrededor de 4 GW de capacidad de energías renovables para 2030. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), Omán tenía 672 MW de capacidad solar instalada acumulada a finales de 2023.

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