En el segundo semestre de 2925, las tarifas oscilarán entre 3,5037 TWD/kWh y 5,6279 TWD/kWh.

El gobierno dijo que ha mantenido sin cambios la tarifa para los sistemas fotovoltaicos de menos de 10 kW para respaldar el crecimiento entre los propietarios de viviendas y las pequeñas empresas.

El esquema FIT está abierto a todo tipo de proyectos fotovoltaicos, incluidos los sistemas montados en el suelo, y ha impulsado el crecimiento del mercado fotovoltaico sobre tejados de Taiwán en los últimos años.

La capacidad fotovoltaica acumulada de Taiwán alcanzó los 12.418 GW a finales de diciembre de 2023, según MoEA datos. En 2024, Taiwán añadió 2,7 GW de nueva capacidad, tras 2 GW de adiciones anuales tanto en 2023 como en 2022.

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El Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) informa que Alemania generó 72,2 TWh de energía solar en Alemania en 2024, lo que representa el 14% de la generación eléctrica total.

Delaware revista pv Alemania

Alemania generó 72,2 TWh de energía solar en 2024, lo que representa el 14% de su producción eléctrica total, según Instituto Fraunhofer ISE. La energía eólica siguió siendo la mayor fuente de electricidad de Alemania en 2024, generando 136,4 TWh.

La generación fotovoltaica alcanzó un récord de producción de 72,2 TWh en 2024, a pesar de unas condiciones meteorológicas menos favorables, debido a la rápida expansión de la capacidad solar. El informe «Energy Charts» de Fraunhofer ISE muestra que 12,4 TWh de este total se utilizaron para el autoconsumo solar, lo que supone un aumento interanual del 18% y eleva la participación de la energía fotovoltaica en la generación de electricidad al 14% . Julio fue el mes récord, con sistemas solares que produjeron 10,7 TWh.

La energía hidroeléctrica también experimentó un ligero aumento, aportando 21,7 TWh en 2024. La generación total de energía renovable alcanzó 275,2 TWh, un 4,4% más que en 2023. Las plantas de biomasa, con una capacidad instalada de 9 ,1 GW, generarán 36 TWh de electricidad.

La generación de energía a partir de centrales eléctricas de carbón disminuyó drásticamente en Alemania en 2024: la producción de lignito cayó un 8,4% y la de hulla un 27,6%, según Energy Charts. Las plantas alimentadas con lignito produjeron 71,1 TWh, lo que equivale aproximadamente a la producción total de los sistemas fotovoltaicos, mientras que las plantas de hulla generaron 24,2 TWh. La producción de gas natural aumentó un 9,5% interanual hasta los 48,4 TWh, destinándose 25,6 TWh adicionales al autoabastecimiento industrial.

Las emisiones de CO2 de Alemania continuaron su tendencia a la baja, cayendo a 152 millones de toneladas en 2024, una reducción del 58% con respecto a los niveles de 1990 y más de la mitad de los niveles de 2014. La carga de la red alcanzó los 462 TWh, ligeramente por encima de las cifras de 2023, lo que refleja un mayor consumo general de electricidad. Estos datos excluyen el autoconsumo fotovoltaico, el uso de hidrobombeo y el autoconsumo de centrales eléctricas convencionales.

La capacidad de almacenamiento de baterías experimentó un crecimiento sustancial: la capacidad instalada aumentó de 8,6 GW a 12,1 GW y el almacenamiento de energía asociado aumentó de 12,7 GWh a 17,7 GWh. La capacidad de almacenamiento en baterías de Alemania supera ahora el almacenamiento por bombeo en aproximadamente 10 GW, lo que subraya el cambio hacia la integración de las energías renovables.

Las importaciones de electricidad también aumentaron a 24,9 TWh, impulsadas por menores costos de generación en los países vecinos durante el verano. Francia (12,9 TWh), Dinamarca (12,0 TWh), Suiza (7,1 TWh) y Noruega (5,8 TWh) fueron los principales proveedores de electricidad de Alemania, mientras que Alemania exportó energía principalmente a Austria (7 ,4 TWh), Polonia (3,5 TWh), Luxemburgo (3,5 TWh) y la República Checa (2,8 TWh).

Los precios de la electricidad en la bolsa aumentaron en noviembre y diciembre, lo que hizo que las centrales eléctricas de combustibles fósiles fueran más rentables y redujeron las importaciones. Energy Charts señaló que Alemania tiene capacidad suficiente para producir y exportar electricidad durante el invierno, a diferencia de Austria, Suiza y Francia, que enfrentan déficits estacionales.

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El grupo Mer de Noruega ha instalado una estación piloto de carga de vehículos eléctricos con una cubierta de madera en Spittal an der Drau, Austria, en colaboración con socios locales.

MÁS Parque de carga Spittal Austria

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MÁS Parque de carga Spittal Austria

Imagen:Grupo HASSLACHER

La estructura fotovoltaica de madera de abeto cubre 18 puntos de carga rápida con una capacidad de hasta 400 kW.

Varias características de diseño de la marquesina fotovoltaica protegen el sitio del clima húmedo. El portavoz de Sonnenkraft dijo que Vivatro utilizó tecnología de sellado de acristalamiento seco superpuesto para asegurar los paneles, reemplazando los selladores de silicona convencionales. Este método ofrece protección contra la intemperie y requiere menos mantenimiento.

Los componentes de madera se instalarán dejando al menos 30 cm de espacio entre la testa y el nivel de agua, según el proveedor de madera austriaco Hasslacher Norica. Sus instalaciones en Stall im Mölltal y Hermagor, Austria, suministraon los materiales.

Hasslacher Norica también brindó apoyo logístico y componentes prefabricados modulares con base de chapa de acero, lo que permitió una construcción rápida de la estructura de madera en cuatro días, según la empresa.

El proyecto de la estación de vehículos eléctricos MER no fue el primer garaje fotovoltaico de madera de este tipo construido por Hasslacher Norica. Ha completado proyectos piloto para HyperNetz, con sede en Alemania Energie Baden-Württemberg (EnBW), instalando dos parques de carga rápida EnBW idénticos en Lichtenau y Nahetal, Alemania. También ha suministrado madera para una estación de carga de flotas de Vivatro en St. Veit an der Glan, Austria, y varios proyectos de estaciones de carga en el Reino Unido.

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El Ministerio de Industria, Minas y Energía de Túnez aprobó cuatro proyectos solares en la primera fase de una licitación solar de 1,7 GW. El precio más bajo adjudicado fue de 98,8 TND (0,03113 dólares)/kWh.

imagen: Benjamín Jopen, Unsplash

TúnezEl Ministerio de Industria, Minas y Energía ha seleccionado cuatro proyectos solares que suman un total de 498 MW para desarrollarse en todo el país en la primera fase de una licitación de 1,7 GW.

El ministerio dijo que la tarifa más competitiva adjudicada en la licitación fue de 98,8 TND/kWh.

Naciones Unidas anuncio publicado en el sitio web del ministerio enumera los proyectos adjudicados como tres proyectos de 100 MW, que serán desarrollados por la francesa Qair International en un sitio en la gobernación de Gafsa, la noruega Scatec ASA en un sitio en la gobernación de Sidi Bouzid y la Voltalia francesa en un terreno en Gabès. gobernación. El cuarto proyecto es un proyecto de 198 MW que desarrollará Qair International en la gobernación de Sidi Bouzid.

La capacidad solar acumulada de Túnez ascendía a 506 MW a finales de 2023, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

El país abrió una nueva licitación solar a gran escala para adquirir 200 megavatios en octubre de 2024. La fecha límite es el 15 de enero de 2025.

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DRI ha firmado el mayor acuerdo de compra de energía (PPA) de Rumania con OMV Petrom, que cubre tres proyectos solares y 100 GWh de generación anual.

Imagen: Kay Dittner, Unsplash

DRI, con sede en Ámsterdam y filial de energías renovables de Ucrania DTEKha firmado un APLICACIÓN con el productor de energía rumano OMV Pedro en Rumania.

Según los términos del acuerdo, OMV Petrom comprará el 62% de la electricidad generada por los proyectos solares Glodeni I y Glodeni II de DRI. Se espera que los conjuntos tengan una capacidad combinada de 113 MW a partir de enero de 2026.

El acuerdo también incluye la venta del 50% de la producción del proyecto solar Vacaresti de 126 MW de DRI, cuya construcción comenzará en enero de 2025. El acuerdo será aplicable a partir de enero de 2027.

En total, el PPA representa aproximadamente 100 GWh de generación de electricidad anual a tarifa fija durante un período de 8,5 años. Dado que cubre tanto la venta física de electricidad como las garantías de origen, se considera el mayor firmado en Rumanía hasta la fecha.

La electricidad generada por los proyectos de DRI no cubiertos por el PPA de OMV Petrom se venderá en el mercado a través de la filial de DTEK, D.Trading.

Rumania tocó 2,6 GW de capacidad solar para finales de 2023. A principios de este mes, las autoridades rumanas asignaron 1,52 GW de capacidad de energía renovable en la primera subasta de energías renovables del país.

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Científicos de los Países Bajos propusieron un nuevo plan de pruebas para reciclar el silicio procedente de paneles fotovoltaicos al final de su vida útil. Su metodología ayudó a crear diferentes categorías de objetos para reciclar silicio para la producción de nuevos lingotes, pero también demostró que la mayor parte del silicio reciclado en un futuro próximo provendrá de productos de tipo p, que difícilmente serán reutilizados en un mercado ahora dominado por módulos de tipo n.

Un grupo de investigación coordinado por el Organización Holandesa para la Investigación Científica Aplicada (TNO) ha investigado cómo las piezas limpias o los fragmentos de piezas recuperadas de módulos fotovoltaicos al final de su vida útil (EoL) podrían reutilizarse para la producción de nuevos lingotes de silicio cristalino y ha descubierto que las piezas dopadas con galio podrían ser particularmente adecuadas para este propósito.

Los científicos explicaron que el silicio de las obleas desechadas debería extraerse eliminando cualquier contaminación en sus superficies, lo que lo volvería a incluir en la categoría de materiales de alta pureza. «Los principales contaminantes son dopantes, oxígeno, carbono y quizás algo de nitrógeno», dijo el autor principal de la investigación. Bart Geerligs, dijo revistapv. «Analizamos esto principalmente desde la perspectiva del control de dopantes y resistividad, y hasta cierto punto también desde la perspectiva de otros contaminantes restantes».

En el estudio”Potencial de las células solares de silicio recicladas como materia prima para el crecimiento de nuevos lingotes.”, publicado en Progresos en energía fotovoltaicalos investigadores explicaron que su análisis abordó posibles limitaciones técnicas y económicas relacionadas, en particular, con dopantes e impurezas. También esperan que se puedan recuperar volúmenes significativos de silicio, especialmente de obleas de tipo P, a partir de 2040 aproximadamente, y que los mercados dopados con boro y galio se dividen más o menos equitativamente.

El grupo de investigación también creó una metodología para separar módulos de tipo ny de tipo p, y paneles de tipo p dopados con boro versus dopados con boro o galio. Se desarrollaron, por ejemplo, que si las células solares del módulo son policristalinas, necesariamente están dopadas con tipo p B. «Hasta donde sabemos, no ha habido producción comercial de módulos de tipo n basados ​​​​en silicio policristalino», dijeron los académicos .

Además, crearon una separación entre las piezas que tienen metalización frontal o no. También dijeron que se debe identificar el voltaje para todos los módulos, excepto aquellos basados ​​en la tecnología de celdas de contacto posterior interdigitado (IBC), y que se debe realizar una inspección visual en la parte posterior de todas las celdas. “El principio para la inspección es entonces que todas las celdas industriales de Al-BSF y PERC de tipo p tienen una metalización lateral trasera de Al combinada con almohadillas de plata locales para soldar las cintas de interconexión, y las celdas industriales de tipo n no. tienen tal combinación”, precisaron.

El equipo explicó que todo el plan de pruebas podría evitarse si una etiqueta en el panel desechado tuviera información útil. «Por ejemplo, se podría documentar que un módulo contiene células HJT (tipo n) o estar basado en células IBC de un fabricante como Sunpower o Maxeon», explicó con más detalle. «También sería muy útil si los módulos PERC mostraran visiblemente una fecha de producción porque antes de 2019, esto implicaría dopaje con boro, y después de 2022, implicaría dopaje de galio en las obleas».

«Este plan daría como resultado tres flujos de materiales», Geerligs dicho. «Estas son células dopadas de tipo n, células dopadas con boro de tipo py un flujo de células PERC monocristalinas que podrían estar dopadas con boro o con galio».

Los científicos concluyeron que reutilizar obleas de tipo p como materia prima para nuevos lingotes de tipo p no será económicamente viable, ya que las células de tipo n son ahora la tecnología dominante.

«La posible reducción de costes derivada del uso de materia prima reciclada no parece ser suficiente para compensar esto», afirmaron. “Otra posibilidad de obtener una rentabilidad mucho mayor para el reciclaje de oblea tipo p puede estar disponible con la tecnología en tándem perovskita-silicio, en cuyo caso la desventaja de eficiencia en comparación con el tipo n se reduce considerablemente y el rendimiento de la celda PERC se puede mejorar mediante un poli – Emisor de Si.”

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Pess Energy ha lanzado FlyWatt, un generador compacto de batería de 10 kWh para equipos de producción de cine y televisión. Está disponible un kit de paneles solares compatibles para recargar el equipo fuera de la red.

francés portátil pVayawer El desarrollador Pess Energy ha lanzado FlyWatt, un generador compacto de batería de 10 kWh para equipos de producción de cine y televisión. Es el último de su línea de generadores a batería fabricado para equipos de cinematografía, construcción, eventos y servicios de emergencia.

Al igual que el resto de productos fuera de la red de su catálogo, Flywatt se basa en la tecnología de baterías de iones de litio. Se puede recargar con el kit de panel solar de silicio Ekla de 1500 W que viene con su propio estuche de viaje para facilitar su embalaje y transporte.

Flywatt se creó teniendo en cuenta las necesidades de los equipos de producción de cine y televisión.

“Nuestro principal mercado es la producción cinematográfica y para ellos es principalmente una cuestión ecológica. Tienen estándares medioambientales mucho más estrictos y están obligados a utilizar herramientas más respetuosas con el medio ambiente”, dijo un portavoz de Pess Energy. revistapv. “Otro aspecto importante de los generadores de batería es la comodidad de trabajo. En comparación con una unidad alimentada por gas, nuestros generadores son totalmente silenciosos y no emiten olores, lo que podría cambiar la vida en industrias como el cine o la construcción”.

FlyWatt mide 69 cm x 56 cm x 85,5 cm, lo que lo hace lo suficientemente pequeño como para apilar 6 unidades emparejadas en una camioneta de carga para proporcionar hasta 66 kW. Cada unidad de 10 kWh proporciona a los usuarios finales 6 tomas de banco de energía a 16 A y 32 A por unidad. Tiene un tiempo de recarga de 3 horas en enchufe doméstico.

El kit solar Ekla proporciona hasta 8.800 Wh de recarga al día, dependiendo de las condiciones meteorológicas. El kit contiene cuatro paneles basados ​​en células solares monocristalinas con una eficiencia de conversión de energía del 18%. Cada conjunto tiene un pie de apoyo plegable para un posicionamiento óptimo durante todo el día.

Los kits Ekla se pueden utilizar para cargar otros productos de Pess Energy, como la batería Bobine de 5 kWh en 6 horas. El Wattman más grande de 10 kWh requiere 2 kits Ekla para recargarse en 6 horas. Los paneles fotovoltaicos pesan 100 kg incluyendo su maletín de transporte. Según se informa, los paneles tienen una vida útil de 10 años.

Pess Energy se fundó en 2021 y tiene su sede en Marsella. Está respaldado por inversores de capital riesgo con sede en Francia, incluidos Rise Partners, Région Sud Investissement, Crédit Agricole Alpes Provence y CAAP Création.

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Sonnedix ha obtenido 3.250 millones de euros (3.380 millones de dólares) a través de dos transacciones de refinanciación. El productor de energía renovable dice que las transacciones serán fundamentales para acelerar el crecimiento de su cartera en toda Europa.

Imagen: Sonnedix

Productor de energía renovable Sonnedix ha obtenido 3.250 millones de euros a través de dos operaciones de refinanciación.

El español CaixaBank realizó la primera transacción, valorada en 750 millones de euros, para refinanciar la cartera de activos regulados de 197 MW de Sonnedix en España. El acuerdo consolidó siete rondas de financiación en una.

Quince prestamistas comerciales e inversores institucionales gestionaron la segunda transacción, por valor de 2.500 millones de euros. Esta refinanciación cubre una cartera de 1,1 GW de activos renovables en España, Italia y Francia, con capacidad de ampliar la instalación para incluir nuevos activos en Europa y Reino Unido.

Sonnedix dijo que las transacciones son las iniciativas de refinanciación más grandes e innovadoras de su historia y «serán fundamentales para acelerar el crecimiento de su cartera», incluidos proyectos híbridos e instalaciones de almacenamiento de energía.

«Estas refinanciaciones optimizan nuestra estructura corporativa, proporcionan liquidez corporativa adicional y reducen el riesgo», añadió Daniel Machuca, director de financiación de proyectos de Sonnedix en Europa.

En febrero, Sonnedix anunció una 260 millones de euros Préstamo verde para financiar proyectos de energía renovable en Italia.

La compañía afirma tener una capacidad total de más de 11 GW en proyectos de energía renovable, incluida una cartera de desarrollo de más de 6 GW, en Chile, Francia, Alemania, Italia, Japón, Polonia, Portugal, España, Estados Unidos y el Reino Unido.

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El último informe del Programa de Sistemas de Energía Fotovoltaica (PVPS) de la Agencia Internacional de Energía (AIE) dice que la industria fotovoltaica integrada en edificios (BIPV) se enfrenta a desafíos importantes debido a la falta de procedimientos claros de prueba y certificación. Dice que el consenso internacional y la armonización de los procesos de certificación serán cruciales para la adopción generalizada de la tecnología.

Existe una necesidad urgente de armonizar las normas de prueba y certificación para la energía fotovoltaica integrada en edificios (BIPV), según el último informe del Programa de sistemas de energía fotovoltaica de la Agencia Internacional de Energía (AIE-PVPS).

El informe de la Tarea 15 del programa, Avanzando en la estandarización de BIPV: abordando las brechas regulatorias y los desafíos de desempeñodice que dichas normas deben abordar los requisitos electrotécnicos y relacionados con la construcción y son cruciales para reducir costos, simplificar la entrada al mercado y promover la cooperación internacional.

El informe explica que el crecimiento de BIPV «no siempre ha cumplido las expectativas» y todavía sólo ocupa un nicho en el sector solar, con un mercado estimado actualmente entre 300 MW y 500 MW en Europa y alrededor de 2 GW a nivel mundial.

Cita los desafíos de integración, la falta de estandarización y rentabilidad como razones principales para la adopción más lenta de BIPV, así como la educación limitada entre los profesionales de la construcción, la escasez de personas capacitadas que combinan la experiencia fotovoltaica y de construcción y la competencia de las soluciones tradicionales.

«Esto también está relacionado con el hecho de que existe una clara diferencia en la estandarización entre los dos sectores de edificios y equipos eléctricos», dice el informe. «Si bien la energía fotovoltaica tradicional cuenta con un conjunto completo de estándares, BIPV aún busca pruebas estandarizadas que abarquen tanto las necesidades de la energía fotovoltaica como las de construcción y eviten la duplicación de pruebas similares».

El informe explica que la regulación BIPV a nivel internacional todavía se aborda principalmente mediante las normas IEC para la parte eléctrica y las normas ISO para la parte de construcción. Dado que para obtener la validación y certificación de sus productos, los fabricantes de BIPV deben realizar pruebas y seguir los procedimientos de cumplimiento establecidos por ambos sectores, lo que puede generar mayores costos, retrasos e incertidumbres en el mercado.

El informe dice que un marco de estandarización claro y específico, que considera factores como la calidad, la confiabilidad, el rendimiento y la seguridad, es crucial para el futuro de BIPV, ya que ayudará a desbloquear un mayor potencial de mercado y garantizar estándares de seguridad y calidad.

Agrega que la armonización global en todo el mercado, al lograr un equilibrio entre los protocolos estandarizados y las regulaciones de construcción locales, será clave para garantizar una calidad y adaptabilidad constantes en todas las regiones.

Fabio Parolini, uno de los autores del informe, calificó a BIPV como un paso crítico para liberar todo su potencial en la transición global hacia la energía sostenible. «El informe destaca la necesidad urgente de cerrar las brechas regulatorias y armonizar los estándares para la energía fotovoltaica integrada en edificios (BIPV)», añadió.

El informe también detalla metodologías basadas en el rendimiento para evaluar el comportamiento mecánico y eléctrico de módulos y sistemas BIPV, allanando el camino para productos más eficientes y confiables.

En otra parte del informe, la IEA-PVPS dice que se ha logrado un avance significativo a través del proyecto BIPVBOOST, una iniciativa europea que documenta criterios y requisitos de última generación para la clasificación de productos BIPV y propone protocolos de prueba iniciales, incluidas las temperaturas de funcionamiento y el impacto. pruebas de resistencia.

“Este enfoque proactivo, que actualmente se está implementando en proyectos en curso, tiene como objetivo impulsar avances en la tecnología BIPV al fomentar el consenso internacional y facilitar integración en los marcos regulatorios existentes, allanando el camino para un futuro prometedor para BIPV”, concluye el documento.

El último informe de la IEA-PVPS sigue a publicaciones recientes sobre generadores fotovoltaicos parcialmente sombreados, fabricación solar global y Centros energéticos para el hidrógeno verde..

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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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