Las autoridades de la provincia china de Jiangsu han lanzado un plan de desarrollo solar marino (2025-2030), cuyo objetivo es 27,25 GW en 60 proyectos. El plan tiene como objetivo conectar 10 GW de energía solar marina a la red para 2027, con un objetivo de hasta 20 GW para 2030.

Imagen: JinkoSolar

El gobierno provincial de Jiangsu ha lanzado un plan de desarrollo solar marino (2025-2030), con el objetivo de ampliar la capacidad solar costera de la región con 60 proyectos por un total de 27,25 GW. El plan establece objetivos ambiciosos para construir 10 GW para 2027 y hasta 20 GW para 2030.

Ya se han identificado sitios clave para el desarrollo en las ciudades y condados costeros de Jiangsu. Nantong albergará 33 proyectos por un total de 11,44 GW, Lianyungang tendrá 13 proyectos con 5,35 GW y Yancheng desarrollará 14 proyectos por un total de 10,46 GW, todos contribuyendo al objetivo de 27,25 GW.

También avanzarán los proyectos fotovoltaicos marinos a nivel nacional liderados por grupos energéticos estatales. China National Nuclear Corp. (CNNC) está avanzando con 2 GW en Tianwan y 400 MW en Qidong, mientras que State Power Investment Corp. (SPIC) está desarrollando 400 MW en Rudong. Se espera que estos proyectos cumplan los plazos y aumenten la capacidad fotovoltaica marina de Jiangsu.

State Grid Jiangsu Electric Power Co. supervisará la infraestructura necesaria para respaldar las instalaciones fotovoltaicas a gran escala. La compañía planea construir de 16 a 20 subestaciones terrestres de 220 kV y líneas de transmisión de alto voltaje en Nantong, Lianyungang, Yancheng, el condado de Guanyun, el condado de Xiangshui, el distrito de Dafeng y la ciudad de Dongtai para garantizar el suministro. estable de energía solar marina.

Todos los proyectos incorporarán sistemas avanzados de almacenamiento de energía (ESS) para mejorar la estabilidad y la eficiencia. Portarán al menos el 10% de la capacidad instalada, con capacidad de sostener la producción durante dos horas.

La Comisión de Desarrollo y Reforma de Jiangsu destacó la importancia de alentar a las empresas y al capital privado a invertir y operar proyectos fotovoltaicos marinos, aprovechando los mecanismos del mercado para acelerar el crecimiento en el sector y optimizar la combinación energética de la región.

La iniciativa establece a Jiangsu como líder en el sector de energía solar marina de China, proporcionando un modelo para el desarrollo nacional de la energía fotovoltaica marina y allanando el camino para futuros proyectos de energía renovable en todo el país.

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La Autoridad de Energía de Long Island (LIPA) ha aprobado proyectos de almacenamiento en baterías de 79 MW y 50 MW en el condado de Suffolk, estado de Nueva York. Está otorgando derechos de despacho y capacidad de Key Capture Energy en virtud de acuerdos de compra de energía (PPA) a 20 años.

Imagen: Meta Nemegi – Paul Searing, CC BY 2.0

Delaware revista pvEE. UU.

El consejo directivo de LIPA ha aprobado dos proyectos de almacenamiento de baterías propuestos por el desarrollador Key Capture Energy. El proyecto de 79 MW en Hauppauge y la instalación de 50 MW en Shoreham, ambos en el condado de Suffolk de Nueva York, proporcionarán a la empresa de servicios públicos capacidad y derechos de despacho en virtud de acuerdos de compra de energía a 20 años.

El proyecto de Hauppauge venderá LIPA 79 MW y 316 MWh de capacidad. El proyecto Shoreham se está desarrollando en una parte del sitio de la antigua central nuclear de Shoreham, propiedad de LIPA (y el padre de este autor trabajó allí como especialista en licencias antes de su desmantelamiento en 1994). La empresa de servicios públicos comprará 50 MW y 200 MWh de capacidad garantizada.

LIPA dice que ambas instalaciones ayudarán a cumplir los objetivos de energía limpia y las necesidades de confiabilidad para su área de servicio en Long Island y la sección Rockaways de Queens, Nueva York, que se encuentra geográficamente en Long Island.

«Estos proyectos son de un valor crítico para nuestra red eléctrica y serán adiciones valiosas a nuestra cartera de suministro de energía», dijo John Rhodes, director ejecutivo en funciones de LIPA, y agregó que la decisión de la empresa de servicios públicos permitirá a Key Capture Energy buscar aprobaciones finales de las ciudades relevantes donde se ubicarán los proyectos.

En 2019, la Ley Climática del Estado de Nueva York impulsó el objetivo de que el 70% de la electricidad del estado debería producirse a partir de fuentes renovables para 2030. La legislación incluía un objetivo de 3 GW de almacenamiento de energía para el estado, que desde entonces se ha ampliado a 6 GW por la Comisión de Servicios Públicos de Nueva York. Heno amplio acuerdo entre los desarrolladores y partidarios de que la implementación exitosa del almacenamiento requiere políticas claras a nivel estatal como ésta.

LIPA dice que tiene la intención de cumplir su parte de estos objetivos mediante la adquisición de aproximadamente 175 MW de nuevos contratos de almacenamiento de energía a granel para preparar la red eléctrica para los cambios proyectados, como el aumento de los requisitos de electrificación a medida que se retiran las plantas de combustibles fósiles y en preparación para la energía eólica marina. generación.

Si bien la planta nuclear de Shoreham fue víctima de las preocupaciones contemporáneas sobre la seguridad de la energía nuclear, LIPA no ignora los problemas de seguridad contra incendios relacionados con el almacenamiento de baterías que utilizan tecnología de iones de litio. Según la empresa de servicios públicos, los incidentes de incendio en instalaciones de almacenamiento de baterías más pequeñas en Long Island y el estado de Nueva York han puesto de aliviar la necesidad de medidas de abordar adecuadamente la seguridad contra incendios, incluidas para prevenir y responder a los Incendios de almacenamiento de baterías.

Para abordar estos incidentes, Nueva York creó el Grupo de Trabajo Interinstitucional sobre Seguridad contra Incendios para garantizar la seguridad del almacenamiento de energía basado en baterías. LIPA dice que los dos proyectos recomendados por Key Capture Energy reflejan las del grupo de trabajo.

Los desarrolladores de proyectos de almacenamiento de baterías han destacó la importancia de involucrar a los funcionarios de seguridad contra incendios ya los socorristas en los detalles de las tecnologías y el diseño de las instalaciones.

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El Departamento de Energía de EE.UU. UU. (DoE) ha finalizado una garantía de préstamo de 1.450 millones de dólares a Hanwha Qcells para respaldar su planta solar en el estado de Georgia. Su objetivo es reconstruir partes clave de la cadena de suministro solar de EE.UU. UU. mediante la fabricación de lingotes, piezas, células y módulos solares.

Imagen: Qcells

Delaware revista pvEE. UU.

La Oficina de Programas de Préstamos (LPO) del Departamento de Energía de EE.UU. UU. ha anunciado el cierre de una garantía de préstamo de 1.450 millones de dólares a Hanwha Qcells. Con el objetivo de restablecer partes críticas de la cadena de suministro solar de EE.UU. UU., la garantía de préstamo respaldará las instalaciones de fabricación solar de Qcell, que producirán lingotes, obleas, células y módulos solares terminados.

Según se informa, las instalaciones de Qcell en Georgia serán la planta de lingotes y obleas más grande construida en los Estados Unidos. También será la primera instalación de fabricación solar totalmente integrada basada en silicio construida en el país en más de una década.

El Departamento de Energía inicialmente anunciado un compromiso condicional para apoyar el proyecto en agosto, que exigía que Qcells cumpliera ciertas condiciones técnicas, legales, ambientales y financieras para que el préstamo se concretara.

La garantía del préstamo se ofrece a través de LPO. Título 17 Programa de Financiamiento de Energía Limpiaque incluye oportunidades de financiación para proyectos innovadores de energía y cadena de suministro y proyectos que reinvierten en infraestructura energética existente.

El proyecto producirá componentes que se espera se beneficien de la Crédito fiscal para producción fabricante avanzada 45X. Además, los paneles solares fabricados en la planta ayudarán a los desarrolladores a calificar para la Ley de Reducción de Inflación (IRA) contenido nacional aplicación del 10% de crédito fiscal.

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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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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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Elektroprivreda Crne Gore (EPCG) de Montenegro ha subido la apuesta por su primera licitación de almacenamiento de energía en baterías.

Imagen: EPCG

Delaware Noticias ESS

En una medida pionera para las empresas de servicios públicos de propiedad estatal en los Balcanes, la mayor empresa de energía de Montenegro, EPCG, planea lanzar un ejercicio de adquisición de almacenamiento de energía en baterías a gran escala para fines de 2024.

«A finales de este año, EPCG abrirá una convocatoria pública para el suministro de 300 MWh de sistemas de baterías», dijo el jueves pasado Milutin Djukanovic, presidente del consejo de administración de EPCG.

En septiembre, EPCG dijo que busca entregar 185 MWh de capacidad de almacenamiento de energía en baterías. en cuatro ubicaciones. Su objetivo declarado era utilizar la infraestructura existente para la conexión a la red.

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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. .

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

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El banco de desarrollo KfW ha ofrecido una subvención de 24.000 millones de euros (25.200 millones de dólares) para cerrar la brecha entre los altos costes de inversión de los operadores de red y los ingresos inicialmente bajos por las tarifas de red.

Imagen: revista pv

Delaware revista pv Alemania

El banco de desarrollo KfW ha prometido 24 mil millones de euros para cerrar la brecha entre los altos costos de inversión y los bajos ingresos iniciales para los operadores de redes en Alemania.

La estrategia nacional alemana de hidrógeno incluye una red de hidrógeno de 9.000 km hasta 2032, aprobada por la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur).

Las tarifas de red limitada inicialmente garantizarán la asequibilidad para los usuarios, pero los operadores enfrentarán costos de inversión sustanciales. El préstamo del KfW financiará una cuenta de amortización para compensar los déficits, y los ingresos excedentes reembolsarán el préstamo una vez que las tarifas de la red superen los costos.

La red reutilizará los gasoductos existentes y construirá nuevas líneas de hidrógeno, conectando sitios de producción, importación y centros industriales. Las primeras secciones se lanzarán el próximo año.

“La construcción de la red central de hidrógeno es un proyecto pionero e innovador y crucial para el desarrollo de un hidrógeno que sea lo más ecológico posible. El cambio exitoso al hidrógeno es un factor crítico, especialmente para las industrias que consumen mucha energía”, afirmó Stefan Wintels, director general de KfW. «La cuenta de amortización juega aquí un papel clave: los fondos proporcionados por el KfW a través de la cuenta contribuyente de manera significativa a un concepto de financiación viable para la red central de hidrógeno».

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