Delaware revista pv 24/12-25/01

Hasta hace relativamente poco tiempo, los proyectos solares africanos, como el sitio Benban de 1,8 GW en Egipto, estaban financiados en parte por el apoyo de donantes. Este no es un modelo sostenible a largo plazo debido a la financiación limitada disponible de los países donantes. Sería más eficaz para los donantes y las organizaciones multilaterales ayudando a fomentar una mayor participación del sector privado mediante la financiación directa de proyectos fotovoltaicos, la inversión en el desarrollo de redes y el estímulo a los gobiernos para que ofrezcan condiciones de inversión atractivas.

Alrededor de 600 millones de los 1.500 millones de habitantes del continente africano carecen actualmente de acceso a la electricidad en sus hogares, una cifra que significa que el 83% de las personas del mundo privadas de electricidad se encuentran en África. Los africanos se están conectando a las redes y se están beneficiando de los kits fotovoltaicos residenciales, pero el número de personas conectadas está creciendo más lentamente que la población del continente. Como resultado, muchos siguen dependiendo de la leña o el carbón para iluminarse y cocinar, y quienes tienen dispositivos eléctricos deben pagar para cargarlos en quioscos solares o dependen de amigos y familiares.

La falta de acceso a la electricidad es un gran freno al crecimiento económico y la mejora de los niveles de vida, por lo que los organismos multilaterales, las organizaciones donantes y los gobiernos africanos han lanzado una serie de programas destinados a mejorar la situación. Con diferencia, el mayor es el plan Misión 300 lanzado por el Grupo del Banco Mundial y el BAfD en abril de 2024, cuyo objetivo es reducir a la mitad el número de africanos sin acceso a la electricidad a 300 millones para 2030.

Una combinación del enorme recurso solar sin explotar el continente y la caída de los costos de los proyectos fotovoltaicos significa que la energía solar será clave para lograr el objetivo de la Misión 300. Es probable que haya un aumento de la financiación tanto para los desarrolladores solares como para el apoyo auxiliar, como mejoras de la red, en el marco de la iniciativa Mission 300.

Haciendo conexiones

En el marco del programa, el Banco Mundial ha asumido la responsabilidad de ayudar a ofrecer acceso a la electricidad a 250 millones de personas, y el BAfD a 50 millones. Las organizaciones reconocen que una inversión masiva del sector privado será crucial para alcanzar su objetivo, por lo que dos entidades del Banco Mundial –la Corporación Financiera Internacional (IFC) centrada en el sector privado y la Agencia Multilateral de Garantía de Inversiones (MIGA)– están colaborando para ofrecer mejores incentivos. y garantías para los inversores del sector.

El apoyo del Banco Mundial se está canalizando a través de una serie de iniciativas como el Programa de Aceleración de la Transformación del Acceso a la Energía Sostenible y Limpia, que abarca África meridional y oriental. La Agencia de Desarrollo Internacional (AIF) del Banco Mundial ha comprometido 5.000 millones de dólares para el programa y espera conseguir otros 10.000 millones de dólares en inversiones adicionales.

Por su parte, el BAfD ha lanzado su proyecto Desert to Power con el objetivo de desarrollar una enorme red alimentada por 10 GW de capacidad de generación solar en los 11 países de la región del Sahel en el norte de África, aunque los detalles específicos del proyecto solar son limitados. De 2016 a 2022, el BAfD aprobó una financiación de 8.300 millones de dólares para proyectos energéticos, de los cuales el 87% estaban basados ​​en energías renovables y ya se han instalado 2,6 GW de capacidad de energía limpia.

Los organismos multilaterales ayudan a financiar proyectos fotovoltaicos directamente, pero gran parte de su apoyo se destina a inversiones en redes; garantías que reducen los riesgos de inversión, cambios, soberanos y otros riesgos de inversión; y servicios de asesoramiento. Si bien los servicios de asesoramiento pueden ser beneficiosos, los asesores contratados por entidades multilaterales a veces pueden aumentar el alcance de los proyectos y retrasar los procesos, según Hans Olav Kvalvaag, director ejecutivo de la división Release del desarrollador de proyectos Scatec.

Fabrizio Bonemazzi, gerente del área de formación y desarrollo de capacidades de la fundación RES4Africa, dijo revistapv que el financiamiento multilateral puede apoyar proyectos piloto que ayuden a desbloquear mercados específicos en una etapa temprana de desarrollo, siendo más fácil obtener financiamiento privado una vez que se ha abierto un mercado.

La República Centroafricana (RCA) es uno de los mercados más difíciles de ingresar. El país tenía sólo 38 MW de capacidad total instalada de generación de energía en 2023, la misma cantidad que tenía en 1980, y una tasa de electrificación de sólo el 14% de su población, cayendo al 2% en las zonas rurales.

En respuesta, la AIF otorgó una donación, en lugar de un préstamo, para desarrollar el proyecto solar Danzi de 25 MW, que fue completado en noviembre de 2023 por el Shanxi Investment Group de China. La AIF suele ofrecer préstamos o financiación basada en acciones. El Banco Mundial espera elevar la tasa de electrificación de la República Centroafricana al 50% para 2030 mediante una serie de nuevos proyectos fotovoltaicos.

apoyo especial

El Grupo del Banco Mundial ha respaldado directamente más de 15 GW de capacidad solar en todo el mundo hasta la fecha, con condiciones de financiamiento basadas en el riesgo de sobreendeudamiento de los países receptores, el ingreso nacional bruto per cápita y la solvencia crediticia. Su papel es particularmente importante en jurisdicciones africanas más complejas con mayores grados de riesgo, señaló Kvalvaag de Release.

«La transformación energética africana no puede ocurrir sin los multilaterales: el sector privado no tiene ni la financiación ni el apetito por el riesgo para ingresar a estos mercados sin la mitigación de riesgos que los multilaterales pueden ofrecer», dijo el CEO. Añadió que la razón más importante de la gran brecha entre el potencial de energía renovable de África y la cantidad de nueva capacidad desarrollada es el costo del capital y la falta de financiación disponible.

El Banco Mundial brinda asistencia técnica a organismos del sector público para abordar los obstáculos financieros. Según Bonemazzi de RES4Africa, apoyar a los ministerios gubernamentales, los organismos reguladores y las empresas de servicios públicos para crear marcos normativos y normativos es al menos tan importante como la financiación fotovoltaica.

Incentivos del sector privado

La CFI proporciona préstamos para inversiones fotovoltaicas del sector privado en África. Por ejemplo, Release by Scatec ha firmado un acuerdo de préstamo de 100 millones de dólares con la CFI para apoyar sus proyectos en África con 35 MW de energía solar y una batería de 20 MW en Chad, además de 36 MW de energía solar y una Batería de 20 MW en Camerún ya acordados.

«Las entidades multilaterales pueden ayudar a cerrar esta brecha ofreciendo financiación concesional cuando el capital comercial es demasiado caro debido a los mayores riesgos y proporcionando productos de garantía que a su vez pueden ayudar a permitir la financiación», dijo Kvalvaag de Release. También pueden mitigar el impacto de tendencias globales como los subsidios europeos a las energías renovables que dificultan la competencia del mundo en desarrollo.

Las entidades multilaterales deben evitar donar plantas de energía basadas en fondos concesionales, cuando sea posible, porque «esto crea expectativas poco realistas con los gobiernos y las empresas de servicios públicos, haciendo imposible que las empresas privadas compitan con las plantas de energía ‘gratuitas’ «, añadió el director general.

Recientemente, el sector solar africano ha comenzado a crecer con más fuerza, con una capacidad de generación instalada no residencial que aumentará de 3,7 GW en 2023, a 16 GW, pero se necesita más capacidad del sector privado para acelerar el ritmo de desarrollo.

Jan Friedrich Kappen, especialista principal en energía del Banco Mundial, dijo revistapv Existen barreras importantes para ampliar la financiación privada para la energía fotovoltaica en África, incluida la falta de un entorno propicio para la inversión privada, la ausencia de mecanismos de adquisición abiertos y transparentes, la falta de acceso a una cobertura de mitigación de riesgos, las limitaciones de integración de la red, el alto riesgo de los compradores, y dificultades para permitir

La financiación concesional de organismos multilaterales puede facilitar la creación de capacidad institucional dentro de los ministerios de energía y servicios públicos, dijo Kvalvaag, añadiendo que también se necesita una mejor coordinación entre diferentes instituciones multilaterales y financieras de desarrollo.

En lugar de que los proyectos sean desarrollados únicamente por empresas no africanas, es vital que dicha financiación se utilice para fomentar el crecimiento de los desarrolladores y las cadenas de suministro africanas. En julio de 2023, un desarrollador de energía solar en la República Democrática del Congo (RDC), Nuru, se benefició de 40 millones de dólares en financiación de capital de un consorcio liderado por la IFC, para permitir la construcción de 13,7 MW. de nuevos proyectos en el este del país.

Garantías

Las garantías son vitales para aliviar las preocupaciones de los inversores. MIGA alberga la plataforma del Banco Mundial para seguros contra riesgos políticos, mejora del crédito y garantías de financiación del comercio, incluso para los promotores solares africanos. Ofrece cuatro productos de seguros principales que cubren la restricción de transferencias y la inconvertibilidad de moneda; guerra y disturbios civiles; incumplimiento de contrato por parte del gobierno y entidades estatales; y expropiación.

“Nuestras garantías protegen las inversiones contra riesgos no comerciales y pueden ayudar a los inversores a acceder a fuentes de financiación con mejores condiciones financieras”, dijo Jessica Stiefler, directora global en funciones y gerente sectorial de energía e industrias extractivas de MIGA. revistapv. MIGA proporciona cobertura hasta el 90% de las inversiones de capital y el 95% de las inversiones de deuda. En los últimos siete años, ha emitido garantías que cubren 1.100 millones de dólares en inversiones solares en todo el mundo.

En julio de 2024, MIGA otorgó una garantía de 18 años y 23,5 millones de dólares a Amea Power para apoyar el desarrollo del proyecto solar Kairouan de 120 MW en Túnez. El proyecto, que será el primer productor independiente de energía solar a gran escala del país, también se beneficiará de 26 millones de dólares de financiación del BAfD, incluidos 13 millones de dólares de su Fondo de Energía Sostenible para África, un fondo de Múltiples donantes. que gestiona el prestamista.

En septiembre de 2024, MIGA y la Alianza Solar Internacional (ISA), compuestas por naciones de los trópicos, crearon la Instalación Solar MIGA-ISA específicamente para mitigar los riesgos de proyectos de energía solar en países en desarrollo, inicialmente solo en el África subsahariana. .

En julio de 2024, el Banco Mundial lanzó una plataforma para reunir productos de garantía de todas las divisiones del grupo para simplificar el proceso brindando a los clientes un proceso único de entrada y diligencia debida. Ahora también ofrece garantías de pago basadas en proyectos a desarrolladores solares a escala de servicios públicos que brindan protección contra pérdidas a entidades privadas, o una entidad pública extranjera, que surjan del incumplimiento del gobierno de las obligaciones de pago, incluso en virtud de acuerdos de pago. compra de energia.

Kappen, del Banco Mundial, señaló, sin embargo, que «a medida que los mercados maduran, el sector privado está en mejor posición para desempeñar un papel más importante en la mitigación de los riesgos relacionados con los proyectos y la tecnología y aumentar el financiamiento». de la generación solar».

Por Neil Ford

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Sunlit ha lanzado el inversor bidireccional EV3600 para aplicaciones solares fotovoltaicas en garajes y balcones, que permite a los usuarios con tarifas eléctricas dinámicas cargar unidades de almacenamiento cuando los precios son bajos. La empresa alemana afirma que el inversor admite extensiones para la funcionalidad de vehículo a hogar y de vehículo a red.

Inversor EV3600

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Inversor EV3600

Imagen: Iluminado por el sol

Delaware revista pv Alemania

Sunlit Solar, con sede en Alemania, lanzó el EV3600, un inversor bidireccional que permite que sus sistemas de almacenamiento se carguen utilizando la energía de la red durante períodos de baja tarifa.

Esta característica, destinada a reducir los costes de electricidad, es especialmente útil en invierno, cuando la producción solar es limitada.

La compañía dijo que el inversor funciona a la perfección con sus dispositivos solares enchufables “BK215” y “B215”, sin requerir configuración previa.

El EV3600 se integra en los sistemas de almacenamiento y la aplicación solar de Sunlit después de una actualización automática del firmware OTA. Los usuarios pueden ampliar sus sistemas de forma modular para satisfacer las necesidades cambiantes.

La función de energía de emergencia del inversor proporciona respaldo a través de dos enchufes domésticos estándar de 230 V, con una potencia nominal de hasta 2,4 kW. Para potencias superiores, un instalador autorizado debe conectar el sistema a una red doméstica bifásica.

Para cocheras solares, el inversor admite la carga de vehículos eléctricos a través de la caja de pared Aurora 11 de Sunlit, que ofrece una conexión monofásica de 3,6 kW. Esta configuración proporciona una autonomía de 200 km con una carga de 10 horas. Una conexión bifásica adicional puede aumentar la potencia de carga hasta 11 kW, pero requiere una instalación profesional.

El inversor mide 524 mm x 338 mm x 292 mm, pesa 18,8 kg y ofrece 3,68 kW de potencia a 230 V CA. Funciona entre -20 C y 45 C y tiene una clase de protección IP44.

Sunlit planea agregar capacidades de vehículo a hogar y de vehículo a rojo a medida que haya disponibles nuevas interfaces y protocolos de carga. La empresa tiene como objetivo adaptar su funcionalidad a la evolución de las tecnologías de vehículos eléctricos.

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Científicos en Suiza han creado un modelo de dinámica de sistemas para la adopción de energía fotovoltaica y bombas de calor en edificios residenciales suizos hasta 2050. Han examinado varios escenarios para ver cómo el incentivo para la energía fotovoltaica afecta la adopción de bombas de calor y al revés, y han concluido que son necesarios fuertes cambios regulatorios para descarbonizar completamente el sector residencial.

Un grupo de investigación liderado por ETH Zúrich ha modelado la dinámica de adopción conjunta de energía fotovoltaica y bombas de calor (HP) en edificios residenciales suizos. Se utilizó un estudio de caso para el cantón suizo del Ticino, que incluye ciudades como Lugano y Bellinzona, y la simulación se prolongó hasta 2050 en diferentes escenarios regulatorios.

“Este estudio presenta un modelo de dinámica de sistemas (SD) que evalúa el proceso de adopción conjunta de soluciones fotovoltaicas y de calefacción (HS) en el sector residencial suizo. El modelo considera la interdependencia de estas decisiones ya que la evaluación de la instalación de un fotovoltaico incorpora la consideración de HS, y viceversa”, dijeron los académicos. «Se elige SD porque se conoce como un enfoque de modelado para el desarrollo de estrategias y una mejor toma de decisiones en sistemas complejos».

SD descompone un sistema en diferentes variables y las relaciones entre estas variables se trazan mediante un diagrama de bucle causal (CLD). En general, los investigadores utilizaron tres pilares en el modelo (a saber, el precio de la electricidad, la adopción de ho y la adopción de fotovoltaica) que se afectan entre sí. Incluye bucles de refuerzo (R) que amplifican los cambios y bucles de equilibrio (B) que buscan la estabilidad del sistema.

Los bucles R1 y R2 muestran mecanismos de refuerzo impulsados ​​por efectos de pares. “Los bucles de equilibrio B1 y B2 representan el número total fijo de edificios capaces de adoptar energía fotovoltaica o HP. Los bucles de refuerzo R3 y R4 constituyen dos facetas del mismo fenómeno, que describen cómo la proliferación de tecnologías basadas en la electricidad influye en los precios de la electricidad”, explicó el equipo.

R5 y B3 delinean otra consecuencia de la adopción de fotovoltaica y HP en la red, ya que la integración de estas tecnologías aumenta la volatilidad de la demanda de electricidad y conduce a la necesidad de reforzar la red por parte del operador de la red. “Los costos de actualización de la red provocan precios más altos de la electricidad para los consumidores finales, amplificando la adopción de energía fotovoltaica (R5) y contrarrestando la adopción de HP (B3). Finalmente, el bucle de refuerzo R6 representa la sinergia tecnoeconómica entre PV y HP. La instalación de una HP en un edificio mejora el atractivo económico de instalar un sistema fotovoltaico, en comparación con los edificios calentados con tecnologías no eléctricas”, agregaron los académicos.

La simulación se alimentó con tres bases de datos oficiales: una sobre plantas de producción de electricidad, la segunda sobre la idoneidad de los tejados para energía solar y la última era un registro de edificios y viviendas. Se utilizaron datos históricos del cantón de Ticino para calibrar aún más 49 parámetros del modelo. En total, se simularon seis escenarios regulatorios.

El “escenario base” abarca los incentivos y el marco regulatorio vigente, incorporando la regulación RUEn recientemente introducida, que entró en vigor este año. Estas disposiciones regulan la instalación de nuevos sistemas de calefacción, limitando la proporción de energía proporcionada por tecnologías que emiten carbono al 80% para los edificios nuevos y al 90% en caso de sustitución de la calefacción en un edificio existente.

Otro escenario probado fue “no RUEn”, un caso hipotético en el que no se toma ninguna de las acciones anteriores. Además, el equipo probó un escenario en el que existe un incentivo aún mayor para la instalación fotovoltaica, otro caso en el que el incentivo para HP es mayor que el de RUEn, un caso en el que la regulación exige una mayor instalación fotovoltaica y, por último, un escenario en el cual se aplica más instalación de HP.

Fotovoltaica instalada por escenario

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Fotovoltaica instalada por escenario

Imagen: ETH Zurich, Reseñas de estrategias energéticas, CC BY 4.0

“Si bien la adopción de HP en los edificios habría experimentado un aumento incluso en ausencia de la regulación RUEn, el escenario Base proyecta una implementación de HP significativamente mayor: la proporción de edificios con HP en 2050 pasa del 54% en el caso sin RUEn escenario al 68% en el escenario Base”, afirmaron los científicos. “Se espera que la capacidad total fotovoltaica instalada crezca significativamente en todos los escenarios considerados. Como era de esperar, los dos escenarios con resultados más altos son los Altos Incentivos Fotovoltaicos y el Regulador Fotovoltaico, donde la capacidad fotovoltaica instalada alcanza los 500 MWp”.

Al concluir su artículo, el equipo dijo que «los resultados demuestran que ligeros ajustes en la política y el marco regulatorio actuales podrían permitir alcanzar de manera segura los objetivos de implementación fotovoltaica, pero se necesitan modificaciones importantes para descarbonizar completamente el sector residencial».

Los resultados fueron presentados en “Modelado de la dinámica de adopción conjunta de energía fotovoltaica y bombas de calor en edificios residenciales suizos: implicaciones para las políticas y los objetivos de sostenibilidad”, publicado en Revisiones de estrategias energéticas. Científicos de Suiza ETH Zúrich y el Universidad de Ciencias y Artes Aplicadas del Sur de Suiza realizó la investigación.

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En medio de un contexto de instalaciones masivas y métricas en evolución, el “Informe de tendencias” de IEA-PVPS 2024 resume cambios significativos en el despliegue fotovoltaico en todo el mundo, reflejando el papel cambiante de la energía fotovoltaica en los sistemas energéticos y subrayando su capacidad para satisfacer las demandas globales. La asociación explora las tendencias identificadas en el informe, señalando los hitos, la dinámica regional y las implicaciones de una mayor penetración fotovoltaica en las redes energéticas de todo el mundo.

La industria fotovoltaica mundial ha crecido enormemente en 2023, con volúmenes de instalación sin precedentes reportados a lo largo del año y proyectados aún más para 2024, según “Tendencias en aplicaciones fotovoltaicas 2024” informe publicado por IEA-PVPS.

Instalaciones fotovoltaicas sin precedentes y el mercado dominante de China

China ha encabezado esta expansión, instalando una asombrosa cantidad de capacidad fotovoltaica para absorber su excedente fabricante. Las instalaciones chinas por sí solas representan más del 60% del despliegue fotovoltaico mundial, un reflejo de la agresiva inversión del país en energía renovable, así como de su capacidad de fabricación para satisfacer la demanda tanto nacional como internacional. El informe señala que, si bien China está avanzando, otras regiones están experimentando un crecimiento a un ritmo relativamente modesto, lo que subraya la concentración de la generación de energía fotovoltaica dentro del mercado chino.

Otras regiones, en particular los Estados Unidos y la Unión Europea, también han mostrado avances significativos, aunque sus tasas siguen siendo inferiores a las de China. Países como Alemania, España y los Países Bajos en la UE están logrando avances notables, pero aún no se acercan a la magnitud de los esfuerzos de China. Estas variaciones regionales reflejan diferencias en el apoyo político, la demanda del mercado y los desafíos logísticos que enfrenta cada región al ampliar las instalaciones fotovoltaicas.

Inconsistencias en las métricas fotovoltaicas globales y la estimación de capacidad

Un desafío particular destacado en el informe es la falta de un enfoque unificado para medir la capacidad fotovoltaica a nivel mundial. Los diferentes estándares y metodologías, particularmente en los índices de conversión CA/CC, los volúmenes fuera de la red y los sistemas no declarados, dan lugar a discrepancias en las estimaciones entre regiones.

Y en algunos casos, esta discrepancia puede ser lo suficientemente grande como para causar graves ambigüedades en las mediciones. En China, por ejemplo, el volumen de capacidad resultante de las incertidumbres sobre la conversión centralizada de CA/CC es casi equivalente al total de instalaciones en toda la UE y mayor que el de Estados Unidos. Esta discrepancia enfatiza la necesidad de mejorar la estandarización en las prácticas de presentación de informes fotovoltaicos para poder garantizar comparaciones globales y pronósticos de mercado precisos.

Exceso de capacidad y caída de precios: sortear la inestabilidad del mercado

El crecimiento explosivo de la fabricación de energía fotovoltaica también ha creado un exceso de capacidad, lo que ha provocado una disminución sustancial de los precios de la energía fotovoltaica, una tendencia que ha persistido a lo largo de 2024. Si bien este exceso de capacidad beneficia a los consumidores al hacer que los sistemas fotovoltaicos sean más costosos, también ha ejercido presión financiera sobre los fabricantes de energía fotovoltaica.

El exceso de capacidad de China ha intensificado la competencia, particularmente en la UE, donde los precios han caído reducidos debido al excedente de productos chinos que se dirigen al mercado europeo después de satisfacer las demandas internas. EE.UU. e India han protegido en cierta medida sus mercados de este impacto gracias a medidas de protección, lo que pone de aliviar las disparidades en la apertura y la competitividad del mercado fotovoltaico.

Además, los fabricantes de todo el mundo, incluidos los de Europa y China, tienen cada vez más dificultades a medida que las líneas de producción más antiguas se vuelven menos competitivas en el panorama actual del mercado. Muchos fabricantes están optando por pausar o cerrar líneas de producción más antiguas, reduciendo los costos operativos en respuesta a los estrechos márgenes de ganancia. Esta consolidación refleja una industria en proceso de maduración donde sólo las líneas de fabricación más eficientes permanecen operativas, lo que empuja a las empresas hacia la innovación tecnológica y la eficiencia de costos.

Crecimiento fotovoltaico distribuido y mejora de la eficiencia de la red

El informe indica que más del 40% de las instalaciones fotovoltaicas son sistemas distribuidos ubicados directamente en el punto de consumo, minimizando la pérdida de energía en comparación con las fuentes de energía centralizadas. La naturaleza distribuida de la energía fotovoltaica le permite servir a las comunidades locales de manera efectiva, reduciendo las pérdidas de transmisión y distribución dentro de las redes eléctricas.

Por esta razón, se prevé que la energía fotovoltaica represente el 8,3% del consumo mundial de electricidad en 2024, frente al 5,4% de la producción total en 2023, lo que destaca la eficiencia de la energía fotovoltaica a la hora de entregar electricidad a los consumidores con pérdidas mínimas. Esta configuración significa distribuida que la energía fotovoltaica está en una excelente posición para satisfacer las crecientes necesidades energéticas globales con mayor eficiencia.

Aumento de la penetración fotovoltaica y cambio de energía marginal a energía básica

Un número cada vez mayor de países está alcanzando altos niveles de penetración fotovoltaica, con aproximadamente 20 países con tasas de penetración fotovoltaica más altas, superiores al 10%. Este cambio indica la progresión de la energía fotovoltaica desde una fuente de energía suplementaria utilizada principalmente para la demanda máxima a una fuente confiable de energía de carga base.

Las implicaciones de este cambio son sustanciales: la energía fotovoltaica ya no es sólo un medio para compensar las demandas máximas de electricidad, sino que ahora está desplazando a los métodos tradicionales de generación de carga básica, remodelando las redes eléctricas e influyendo en la política energética. y la dinámica del mercado.

Impacto ambiental y prevención de CO₂

Como reflejo del papel cambiante de la energía fotovoltaica en las redes eléctricas, la metodología del informe para calcular las emisiones de CO₂ evitadas ha evolucionado. Mientras que en años anteriores se consideraba que la energía fotovoltaica compensaba los picos de energía, ahora se la considera cada vez más como un reemplazo de la energía de carga base. Este ajuste en la metodología refleja el mayor impacto de la energía fotovoltaica en los países de alta penetración, donde compensa una porción significativa de la energía de carga base, en lugar de simplemente complementar la demanda máxima.

Sin embargo, es importante destacar que las estimaciones de evitación de CO₂ del informe no son estudios definitivos. Más bien, sirven como una guía ilustrativa para los formuladores de políticas, los operadores industriales y los usuarios finales que buscan comprender el papel de la energía fotovoltaica en la reducción de emisiones y el cumplimiento de los objetivos climáticos.

Conclusión: dando forma al futuro de los mercados fotovoltaicos globales

El Informe de Tendencias 2024 ofrece información valiosa sobre la transformación de la energía fotovoltaica de una fuente de energía marginal a un componente crítico de los sistemas energéticos nacionales en todo el mundo. El rápido aumento de las instalaciones, particularmente en China, subraya la necesidad de estándares unificados de informes de capacidad y plantea interrogantes sobre la estabilidad del mercado en medio de un exceso de capacidad de fabricación y precios fluctuantes. A medida que más países adoptan la energía fotovoltaica a escala y crece su papel en el suministro de energía de carga base, las contribuciones ambientales y económicas de la energía fotovoltaica continúan expandiéndose.

Para los participantes del mercado, los formuladores de políticas y los usuarios finales, estos conocimientos resaltan tanto el inmenso potencial de la energía fotovoltaica como las decisiones estratégicas necesarias para sostener su crecimiento y su integración en los sistemas energéticos globales.

Autores: Melodie de l’Epine e Ignacio Landivar

Este artículo es parte de una columna mensual del programa PVPS de la IEA.

Los puntos de vista y opiniones expresadas en este artículo son propios del autor y no reflejan necesariamente los sostenidos por revistapv.

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PV InfoLink dice que la demanda solar china alcanzará entre 240 GW y 260 GW este año, mientras que la demanda europea alcanzará entre 77 GW y 85 GW.

A medida que avanza el cambio energético global, Enlace informativo fotovoltaico proyecta que la demanda solar alcance entre 469 y 533 GW en 2024. Sin embargo, los mercados clave (China, Estados Unidos, Europa e India) se enfrentan al desafío de desequilibrios entre la oferta y la demanda, cambios de políticas y volatilidad económica que podrían remodelar la demanda de instalación y afectar la demanda de energía solar. crecimiento después de 2025.

Si bien las instalaciones aumentan, las actualizaciones esenciales de la red se retrasan y el aumento de las tasas de interés y la inestabilidad de la cadena de suministro están reduciendo los retornos.

El sector solar a gran escala de China enfrenta retrasos debido a las lentas expansiones de la red en Mongolia Interior y requisitos de almacenamiento que impactan los retornos de los proyectos distribuidos. Se espera que la demanda solar china se mantenga entre 240 GW y 260 GW en 2024, con un ligero aumento hasta 245 GW y 265 GW en 2025.

La Ley de Industria Neta Cero y la Ley de Materias Primas Críticas de Europa tienen como objetivo impulsar la tecnología verde local, pero pueden inflar los costos del proyecto, mientras que el Reglamento sobre Trabajo Forzoso planeado podría desencadenar investigaciones de la UE sobre proveedores chinos para 2027. La tensión económica y la capacidad limitada de la red continuarán afectando el mercado solar de Europa. , previsto entre 77 GW y 85 GW para 2024, con potencial para alcanzar entre 85 GW y 93 GW en 2025.

El mercado solar estadounidense enfrenta aumentos arancelarios sobre las células importadas y derechos antidumping sobre los proveedores del sudeste asiático. Los desarrolladores se mantienen cautelosos debido a las altas tasas de interés, la incertidumbre política y la lentitud en la concesión de permisos, y la política NEM 3.0 de California también perjudica la rentabilidad de la energía solar distribuida. La demanda solar estadounidense en 2025 se estima entre 38 GW y 44 GW.

«Dada la repetida oposición de la Cámara controlada por los republicanos a la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), los subsidios para la energía renovable bajo la IRA enfrentan una mayor incertidumbre si Trump es elegido», dijo Jenny Lin, investigadora asociada de PV en InfoLink. revistapv.

India, uno de los cinco principales mercados solares mundiales, depende de proyectos gubernamentales para cumplir sus ambiciosos objetivos de instalación solar para 2026. Las iniciativas gubernamentales podrían impulsar la demanda en 2025 a entre 25 y 35 GW, lo que representa un crecimiento del 25% al 40%. La Lista Aprobada de Modelos y Fabricantes (ALMM) aplicará módulos locales para proyectos gubernamentales para 2026. Se mantienen los aranceles de importación del 25% sobre las células chinas, y se espera que la producción nacional reemplace gradualmente las importaciones chinas a medida que crezca la capacidad.

Los mercados solares mundiales muestran una dinámica compleja de oferta y demanda, con precios de módulos acercándose a mínimos históricos. El crecimiento futuro depende de la capacidad de instalación y del apoyo político. Los mercados emergentes como Brasil, Sudáfrica, Medio Oriente y el Sudeste Asiático están experimentando una demanda creciente, mientras que países como Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos, Omán, Tailandia, Malasia y Vietnam implementan políticas de apoyo. En África, los proyectos a gran escala continúan a pesar de los desafíos de infraestructura y red que pueden limitar las instalaciones hasta 2025.

Aunque el crecimiento global puede desacelerarse después de 2025, los mercados emergentes brindan un impulso esencial, respaldando un desarrollo estable en la industria solar en todo el mundo.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Bombay, India

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Bombay, India

Imagen: Vyacheslav Argenberg, Wikimedia Commons

Delaware revista pv India

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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El fabricante chino afirmó que los nuevos módulos Tiger Neo 3.0 están disponibles en dos versiones con potencias de 495 W y 670 W.

Imagen: JinkoSolar

El fabricante chino de módulos solares JinkoSolar ha presentado una nueva serie de módulos solares basada en contacto pasivo con óxido de túnel (TOPCon).

Los módulos Tiger Neo 3.0 presentan una eficiencia de conversión de energía del 24,8% y un factor de biinstalación de más del 85%, según el fabricante.

Los nuevos productos están disponibles en dos versiones con potencias de 495 W y 670 W. El primer panel está destinado a aplicaciones en sistemas residenciales, mientras que el segundo fue concebido para proyectos a escala de servicios públicos.

Los paneles vienen con una garantía de producto de 15 años y una garantía de rendimiento de 30 años. Se informa que la degradación del año inicial es del 1% y se indica una tasa de degradación lineal anual del 0,4%.

«La serie Tiger Neo 3.0 tiene un voltaje de circuito abierto más bajo y una corriente de cortocircuito más alta, lo que contribuye a un BOS más bajo que sus contrapartes», agregó JinkoSolar, sin proporcionar más detalles técnicos.

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Los operadores de red holandeses TenneT, Enexis, Liander y Stedin dicen que un mayor uso de “contratos de limitación de capacidad” entre los operadores de energía renovable podría liberar alrededor de 880 MW de capacidad adicional de la red. Los contratos son otorgados por proveedores de servicios de congestión (CSP), que actúan como intermediarios en los Países Bajos.

Imagen: Vysotsky, Wikimedia Commons

Operadores de holandeses rojos Tennet, Enexis, liandery Stedin publicó informes esta semana sobre la capacidad disponible de la red, siguiendo los nuevos requisitos de la Autoridad de Consumidores y Mercados de los Países Bajos (ACM).

«Los resultados de los estudios de congestión realizados por los operadores de redes regionales prácticamente no proporcionan capacidad de red adicional», dijeron las empresas en un comunicado. «En Groningen, Drenthe, Overijssel, Brabante Septentrional y Limburgo no se ha encontrado capacidad adicional».

Sin embargo, los operadores identificaron 880 MW de capacidad adicional en Noordoostpolder, Frisia, Flevopolder, Gelderland, Utrecht y Limburgo, si los clientes de esas regiones aceptan utilizar «contratos de limitación de capacidad(CLC).

Los CLC permiten un uso más eficiente de la red al solicitar a los proyectos solares que reduzcan la inyección de electricidad en las horas punta, con una compensación proporcionada. Los proveedores de servicios de congestión (CSP) actúan como intermediarios para optimizar el espacio de la red.

Las normas actuales permiten a los operadores de la red negociar acuerdos de reducción de picos. Enexis recibió el premio primer contrato de este tipo a un operador de una instalación fotovoltaica en noviembre de 2023.

Los Países Bajos necesitan abordar urgentemente las limitaciones de la red, ya que los altos volúmenes de capacidad solar se implementará en los próximos años.

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