Turquía Ha Otorgado 800 MW de Capacidad Solar En Su Última Licitación Fotovoltaica, con el precio final establecido en $ 0.0325/kWh. Las Autoridadadas Seleccionaron seis proyectos que van Desde 40 MW A 385 MW.
El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Turquía DiJo que Ha Asignado 800 MW de Capacidad Fotovoltaica en El Yaka ges-2 Licitacia.
El Ministerio Dijo que 67 Empresas Nacionales y Extranjeras Presentaron 146 Propuestas de Proyectos, Pero los Funciones Seleccionaron Solo seis proyectos que van de 40 MW A 385 MW.
LAS Plantas Fotovoltaicas seleccionadas Venderán Energía A la Red Turbe A $ 0.0325/kWh Durante un Período de 20 Años. Los Proyectos presentados tienen un costo promedio de $ 126,000 por megavatio instalados, dijo el ministro.
«La Licitación Tiene Un Requisito de Localidad Mínima del 75 por Ciento para El Módulo», Dijo el Ministro de Energía, Alparslan Bayraktar. «Por Lo Tanto, Los paneles que se utilizarán los paneles de serán productidos en turquía».
En yeka ges-2024, Turquía asignó un total de 800 mwe de capacidad de conexión a los inversores A Través de un Proceso Altamento Competitivo, Transmitido en vivo en Las Redes Redes Sociales.
Los Proyectos Otorgados se construye en las regiones de Cinco: Konya, Karaman, Malatya, Van, Antalya y Kütahya.
Los Desarrolladores Ganadores incluyen la productión de Energía solar çumra (40 MW), Erdem Soft Texil (40 MW), Chen Solar Energy (60 MW), Producció de ElectriciDad de Ozerka Energy (75 MW), Producción de Energía Solar de Julio (200 200 MW) Y Production de Electricidad (385 MW).
Bayraktar dijo que el Ministerio de Energía Planea Adquirir al Menos 2 GW de Energía Renovable Este Año, Apuntando A 120 GW de Capacidad Solar y Eólica Instalada para 2035.
En octubre de 2024, La Propuesta de Presupesto de 2025 de Turquía estableció un objetivo de Alcanzar 22.6 GW De Capacidad Solar Acumulatuiva Para multas del Promo Año, Frente A 18.8 GW Este Año.
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Concebido por un equipo de investigación internacional, el modelo también se puede utilizar para proyectos híbridos eólico-solar. Según sus creadores, soluciones proporcionan prácticas para la optimización del uso del suelo y la planificación de energías renovables.
Un grupo de investigadores dirigido por Arabia Saudita Universidad Rey Fahd de Petróleo y Minerales (KFUPM) ha desarrollado un novedoso modelo de toma de decisiones espacio-temporal para el desarrollo de plantas híbridas de energía eólica fotovoltaica, así como proyectos individuales de energía eólica y fotovoltaica, en Arabia Saudita.
«Nuestro nuevo modelo puede identificar las ubicaciones óptimas para la energía solar fotovoltaica a gran escala, parques eólicos terrestres y sistemas híbridos en Arabia Saudita», dijo el autor principal de la investigación, Mohamed R.Elkadeem, dijo revistapv. “A diferencia de los enfoques tradicionales que se basan en datos promediados a largo plazo o fuentes de energía únicas, introdujimos un novedoso modelo de toma de decisiones espacio-temporal (STDMM) que aprovecha el conjunto de datos de reanálisis horario ERA5 junto con modelos espaciales de alta precisión de más de veinte restricciones y evaluaciones. criterios. El modelo proporciona una solución práctica para la optimización del uso de la tierra y la planificación de energías renovables (RE)”.
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ERA5 es un conjunto de datos de reanálisis que proporciona estimaciones horarias de una gran cantidad de variables climáticas atmosféricas, terrestres y oceánicas. Puede calcular el factor de capacidad (CF), la generación potencial técnica anual (ATPG) y el costo nivelado de la electricidad (LCOE) de un proyecto, al tiempo que estima los costos de la infraestructura eléctrica.
Para identificar los mejores sitios para el despliegue eólico y solar, el método utiliza 1 km2 Análisis a nivel de cuadrícula basado en un modelo híbrido SIG-Bayesiano Best Worst Method (BWM) de múltiples capas, que es un método de toma de decisiones multicriterio para encontrar los pesos óptimos de un conjunto de criterios calculando en las preferencias de una sola decisión . -fabricante (DM). Se utiliza un modelo de complementariedad energética para analizar plantas híbridas eólicas y solares.
«La combinación de GIS y modelado bayesiano BWM garantiza que la selección del sitio sea integral y equilibrada, incorporando criterios impulsados por expertos para optimizar la toma de decisiones del proceso de selección del sitio», dijeron los científicos, señalando que ERA5 tiende a funcionará mejor para las evaluaciones de recursos solares. en comparación con los recursos eólicos.
A través del nuevo modelo, los investigadores encontraron que alrededor del 32% del país es apto para el desarrollo de energía solar y el 36% para la eólica.
«El estudio propone que aproximadamente el 4,81 % del terreno se asigna a proyectos solares y el 4,74 % a proyectos eólicos para satisfacer el 50 % de las necesidades energéticas de Arabia Saudita en 2030, lo que se traducirá en el desarrollo de 95,12 GW de energía solar fotovoltaica y 74,45 GW de turbinas eólicas». afirmó el equipo. «El análisis tecnoeconómico revela que los recursos solares son relativamente homogéneos en todo el país, mientras que los recursos eólicos muestran una mayor variabilidad espacial, lo que afecta los costos y la eficiencia del proyecto».
Su análisis también mostró que el El LCOE de la energía solar oscila entre 43 $/MWh y 78,6 $/MWh, alcanzando el valor medio los 52,6 $/MWh. En cuanto a la energía eólica, se encontró que el LCOE tenía un rango más amplio de 34,8 $/MWh a 125 $/MWh.
Según el equipo de investigación, el método propuesto podría abrir nuevos mercados para herramientas de planificación y optimización de energías renovables, al servicio de desarrolladores, gobiernos y empresas de servicios públicos en Arabia Saudita. “El modelo no solo reduce los costos, sino que también acelera la instalación eficiente de sistemas de energía renovable a escala de servicios públicos, contribuyendo a los objetivos de Arabia Saudita de lograr una participación del 50% de las energías renovables en la generación de electricidad. para 2030 y un 50% de generación de energía a partir de gas natural y alcanzar Net-Zero. Emisiones para 2060”, Elkadem dicho.
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El parque solar Al Dhafra de 2 GW cubre un área de 21,5 kilómetros cuadrados en las afueras arenosas del suburbio de Dhafra, cerca de Abu Dhabi. revistapv La visitamos para conocer todos los detalles sobre las especificaciones de la planta y cómo contribuye al panorama energético local.
Rara vez llueve en el desierto de Abu Dhabi, pero los cielos se abrieron cuando revistapv Visitado en enero para ver los 2 GW. Parque solar Al Dhafra. Los ingenieros locales nos dicen que es la planta solar de un solo sitio más grande del mundo y que produce suficiente energía para abastecer a 200.000 hogares.
Algunos de los 3,8 millones de paneles que contienen son visibles desde el centro de visitantes, pero el ojo humano no puede captar mucho.
Por suerte, la lluvia amaina y tenemos la oportunidad de caminar entre los paneles. La escala de la planta nos obliga a desplazarnos hasta el centro del parque. Tarda varios minutos.
Al salir de la furgoneta podemos oír el ruido de los seguidores: los paneles están montados en un total de 30.000 seguidores.
Los rastreadores tienen varios modos diferentes, incluido el seguimiento automático (sigue la trayectoria del sol con un algoritmo astronómico junto con el retroceso), el modo viento (se adapta a condiciones de viento), el modo lluvia (se detiene en ciertos ángulos si llueve ), el modo limpieza (establece los paneles en un ángulo específico para limpieza manual El parque cuenta con 2.000 robots de limpieza), y modo horizontal (para mantenimiento).
Monitorear una operación tan monumental es un desafío. Tiene 20 estaciones de seguimiento meteorológico y un millón de puntos de datos de señales. Los ingenieros de Al Dhafra confiaron en una cadena de 8.000 inversores que garantizan un alto nivel de tiempo de actividad. Estos son hechos por Sungrow.
La planta tiene tres especificaciones de módulos diferentes, que utilizan células de TrinaSolar, Suntech y Jinko Solar. Los módulos TSM-DEG19C.20 de Trina tienen una eficiencia del 21,20%; Los módulos STPXXXS-C72/Pmh+ de Suntech tienen una eficiencia del 21,30 %; y los módulos 72HL4-BDV tipo N de Jinko Solar ofrecen una eficiencia del 21,87%. Todos vienen con garantías de energía de 30 años.
Inaugurado en noviembre 2023Al Dhafra no es la planta más nueva de Abu Dhabi. En el centro de visitantes, el equipo cuenta con pv magazine que actualmente están construyendo la sexta planta solar: Al Dhafra es ‘PV2’ en una serie de parques masivos a escala de servicios públicos. Cada uno es propiedad de diferentes accionistas. Emirates Water and Electricity Co. (EWEC) es el comprador.
El proyecto de energía independiente fotovoltaica solar de 2 GW de Dhafra
» data-medium-file=»https://www.pv-magazine.com/wp-content/uploads/2023/11/AlDhafra-Inauguration-600×422.jpg» data-large-file=»https://www .pv-magazine.com/wp-content/uploads/2023/11/AlDhafra-Inauguration.jpg» tabindex=»0″ role=»botón» src=»https://www.pv-magazine.com/wp-content/uploads/2023/11/AlDhafra-Inauguration-600×422.jpg» alt width=»600″ height=»422″ >El parque solar de Dhafra de 2 GW
Imagen: EWEC
Los gerentes de Al Dhafra, un consorcio compuesto por el gigante energético francés EDF Renewables, el inversionista estatal emiratí Masdar y el desarrollador solar chino Jinko Power están disponibles para contarnos todo sobre el desarrollo del parque, su financiamiento y la tecnología que respalda su operación.
El director de operaciones de Masdar, Abdulaziz Alobaidli, señaló que el desarrollo de la planta se llevó a cabo durante la pandemia, lo que generó múltiples desafíos. Dicho esto, explicó que la perseverancia del equipo de ingeniería les permitió mantener el rumbo y en un día sumaron hasta 10 MW de capacidad.
Masdar, dijo Alobaidli, está a la vanguardia de la tecnología de energía renovable, con desarrollos en más de 40 países. «La capacidad de nuestra cartera supera los 31 GW y tenemos el ambicioso objetivo de alcanzar los 100 GW para 2030».
¿Será esto posible? Alobaidli tiene esperanzas. «Este es un mercado en el que se puede avanzar muy rápidamente porque gran parte del desarrollo anterior ya lo ha realizado el gobierno». Una diferencia de Europa, quiere decir. Sin embargo, Masdar es “agnóstico del mercado”.
El director ejecutivo de Oriente Medio de EDF Renewables, Oliver Bordes, y el vicepresidente de licitaciones internacionales de Jinko Power, Mothana Qteishat, dijeron que sus respectivas empresas han estado en el mercado de Oriente Medio durante unos 10 años.
EDF tiene alrededor de 800 personas en la región. “Realmente comenzamos a desarrollar nuestro negocio aquí en la región hace quizás 10 años, gracias al mercado renovable IPP”, dijo Bordes.
“Desde 2015 hemos visto alrededor de 8 GW de proyectos en la región. Nuestro primer pilar consiste en desarrollar la tubería a escala de servicios públicos, y el segundo consiste en proponer soluciones para gestionar la flexibilidad del sistema y gestionar la intermitencia. Proponemos baterías, centrales hidroeléctricas de bombeo y algunas plantas de almacenamiento por bombeo”.
EDF también es un «actor importante» a la hora de ayudar al operador de la red de los Emiratos Árabes Unidos a desarrollar y hacer avanzar su red. “Estamos contribuyendo como expertos técnicos cada vez que hacen estudios de interconexión”, dijo sobre el operador de la red.
Oriente Medio es un lugar ideal para que EDF centre su negocio solar; su clima es hospitalario tanto desde el punto de vista ambiental como financiero. “Este proyecto es un laboratorio de lo que podemos hacer en el mundo real. Entonces, debido a que existen estos proyectos a gran escala, debido a que el mercado es súper competitivo, eso obliga a todos a ser súper innovadores, a trabajar en el precio… todo eso es absolutamente clave. Necesitamos estar en Medio Oriente porque este es el primer lugar donde podemos avanzar y podemos adelantarnos a lo que está sucediendo”.
Jinko Power está ocupada participando en Múltiples licitaciones para proyectos solares y de almacenamiento en Medio Oriente, según Qteishat.
“Hemos participado en casi todas las licitaciones más importantes de la región. Nuestra cartera consta de 5 proyectos en la actualidad, Arabia Saudita es otro de nuestros mercados principales, además de los Emiratos Árabes Unidos”.
A medida que Jinko Power, que no tiene ninguna relación real con el proveedor de módulos de Al Dhafra, Jinko Solar, avanza hacia la próxima década en el mercado, la compañía pretende «seguir creando una megaescala», dijo Qteishat.
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Alemania instaló 16,2 GW de energía solar en 2024, lo que eleva la capacidad fotovoltaica a 99,3 GW a finales de diciembre de 2024, según la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur).
Alemania desplegará 15,2 GW de nuevos sistemas fotovoltaicos en 2024, según la Bundesnetzagentur.
El país añadido 14,28 GW en 2023, 7,19 GW en 2022, 5,26 GW en 2021, 3,94 GW en 2019, 2,96 GW en 2018, y 1,75 GW en 2017. En diciembre de 2024, Alemania operaba más de 4 millones de sistemas fotovoltaicos con una capacidad combinada de 99,3 GW.
Dos tercios de los sistemas instalados en 2024 fueron conjuntos residenciales y comerciales, mientras que el resto fueron proyectos montados en el suelo. La Agencia Federal de Redes observará un ligero aumento en la producción bruta de almacenamiento solar.
«El notable crecimiento de la energía fotovoltaica continúa», afirmó Klaus Müller, presidente de la Bundesnetzagentur. «La nueva capacidad desplegada en 2024 vuelve a superar el récord anterior del año 2023».
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 fuente principal, produciendo 136,4 TWh.
A pesar de un clima menos favorable, la generación fotovoltaica alcanzó un récord de 72,2 TWh, impulsado por una rápida expansión de la capacidad. Fraunhofer ISE informó que se utilizaron 12,4 TWh para autoconsumo solar, un aumento interanual del 18%. Julio marcó un récord mensual, con los sistemas fotovoltaicos generando 10,7 TWh.
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JCE Energy, un especialista con sede en Escocia en soluciones de energía fuera de la red, ha entregado un sistema solar modular hecho a medida para una instalación no tripulada en el sector noruego del Mar del Norte.
JCE Energy, con sede en Aberdeen, ha entregado un sistema solar modular hecho a medida para una instalación no tripulada perteneciente a la empresa petrolera noruega Aker BP.
El paquete solar cubrirá las demandas energéticas durante todo el año de la instalación, actualmente en construcción en el Mar del Norte, en lugar de un generador diésel.
JCE Energy dijo que su paquete solar modular fue diseñado y fabricado para abordar desafíos específicos de las operaciones costa afuera en el Mar del Norte, como las condiciones climáticas extremas. Fue diseñado para un funcionamiento continuo y alberga todos los elementos esenciales. controladores lógicos programables (PLC) y baterías en una sola unidad de contenedor, construida en las instalaciones de la empresa en Aberdeen.
Un portavoz del proyecto dijo revistapv que, en comparación con un generador diésel independiente de 1 kW, el sistema solar ahorrará más de 50.000 libras esterlinas (62.570 dólares) y reducirá el consumo de combustible en unos 9.000 litros.
El portavoz dijo que los módulos solares suministrarán energía hasta que la instalación no tripulada se conecta a la energía permanente de la plataforma anfitriona en el campo petrolero Valhall en el sector noruego del Mar del Norte.
Actualmente, los módulos están configurados para eliminarse una vez conectados, aunque existe la posibilidad de conservarlos para ejecutar ciertos sistemas. Se espera que la producción en la instalación comience en el segundo trimestre de 2027.
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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.
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 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.
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, con sede en Ámsterdam y filial de energías renovables de Ucrania DTEKha firmado un APLICACIÓN con el productor de energía rumano OMV Pedroen 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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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.
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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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.
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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