La Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur) afirma que el ritmo de instalación en Alemania refleja los cambios en los patrones de demanda entre los sistemas fotovoltaicos montados en el suelo y en los tejados.

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Alemania instaló 1.145 MW de nueva capacidad fotovoltaica en octubre, según cifras preliminares de la Bundesnetzagentur.

El total comparado con 942 MW en septiembre de 2025 y 1.231 megavatios en octubre de 2024.

Bundesnetzagentur afirmó que en octubre provino más capacidad de los sistemas fotovoltaicos montados en el suelo que de los sistemas en los tejados. La tendencia inversa se mantiene en septiembre. Los datos de la agencia también indicaron una disminución continua en la demanda de sistemas para tejados. Las 26.608 instalaciones sobre tejados, que suman 441,8 MW, marcaron el nivel más bajo registrado este año.

Los promotores conectaron 13,03 GW de capacidad solar a la red en los diez primeros meses del año, frente a los 11,70 GW del mismo período del año anterior.

La capacidad fotovoltaica instalada acumulada en el país superó los 113 GW a finales de octubre.

Mientras que las empresas de servicios públicos de los estados vecinos están “incursionando” con la energía solar, Florida Power & Light está combinando la energía solar y el almacenamiento como una tecnología “caballo de batalla”, dijo un ejecutivo de una organización sin fines de lucro.

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Cuando el liderazgo de una empresa de servicios públicos adopta la energía solar y el almacenamiento, puede “mover montañas” con los reguladores estatales y “la política de todo esto” para implementar las tecnologías a ritmo y escala, dijo Stephen Smith, director ejecutivo de la Alianza del Sur para la Energía Limpia.

Smith estaba describiendo el éxito de Florida Power & Light y dijo en un seminario web de SACE que la empresa de servicios públicos tiene “con diferencia, el programa de implementación solar más ambicioso de cualquier empresa de servicios públicos en el sureste”.

FPL está “realmente en camino” de cumplir su plan de implementar 93 GW de energía solar y 50 GW de almacenamiento para 2045, y se está alejando del gas fósil, dijo Smith. «Aplaudimos ese nivel de ambición porque está ligado a la gravedad de la crisis a la que nos enfrentamos, con el cambio climático y la perturbación climática».

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Imagen: SACE

Smith abrió sus comentarios pensando en los pueblos de Jamaica y Cuba que sufren la “devastación” por el huracán Melissa, destacando la “increíble fuerza y ​​​​ferocidad de esa tormenta”.

En su seminario web, SACE presentó su “Solar en el sureste«Informe sobre el despliegue solar hasta la fecha y planes futuros en siete Estados del sureste, como se ilustra en la imagen destacada de arriba.

Las empresas de servicios públicos agregaron 5 GW de energía solar en todo el sureste el año pasado, informó SACE. La organización proyectó el futuro despliegue solar calculando en planos de recursos integrados que las empresas de servicios públicos deben presentar ante los reguladores estatales.

Las empresas de servicios públicos del sudeste, además de FPL, tienen una tendencia “a favor de la quema de cosas” y “en contra de la energía solar”, dijo Smith. «Hemos visto a algunos líderes de servicios públicos seguir jugando esta carta de decir que la energía solar es intermitente, como si nunca hubieran oído hablar del almacenamiento, y actúe como si la energía solar y el almacenamiento no estuvieran combinados para superar eso». Dijo que otras empresas de servicios públicos “todavía están incursionando” en la energía solar y están “un poco inseguras al respecto”.

SACE participa en debates en todo el sudeste en legislaturas estatales y comisiones regulatorias para comunicar que “la energía solar y el almacenamiento son de menor costo de construir y se construyen rápidamente”, dijo la directora de investigación de SACE, Maggie Shober.

En su informe, SACE hizo un guiño a Georgia Power, que recientemente realizó implementaciones solares más grandes en períodos de tiempo más cortos que antes, y está acelerando su implementación de almacenamiento.

La empresa de servicios públicos cooperativa North Carolina Electric, propiedad de sus miembros, también obtuvo elogios, ya que posee y opera muchos pequeños proyectos de almacenamiento de energía en baterías combinadas con energía solar. Las cooperativas y los servicios municipales atienden a una cuarta parte de los clientes de la región.

Solar en la azotea

El despliegue solar distribuido, que se muestra en amarillo en la imagen de arriba, ha sido modesto en toda la región.

Shober dijo que «las empresas de servicios públicos están inherentemente en contra de la energía solar basada en el cliente simplemente porque no les conviene fomentarla, por lo que están poniendo tantos obstáculos como pueden». SACE continúa abogando por la energía solar en todos los niveles, afirmó.

Los clientes paganos

Las empresas de servicios públicos propiedad de inversores en la región se están «inclinando hacia el gas natural en la mayoría de los escenarios para satisfacer la demanda de crecimiento de carga para los centros de datos», dijo Shober.

Stacey Washington, directora de energía limpia y equidad de SACE, señaló que el costo del combustible para operar las plantas de gas natural se traslada directamente a los clientes en sus facturas, por lo que las empresas de servicios públicos “generalmente no tienen que considerar si el precio del gas aumentará en el futuro, porque no van a pagar por el combustible”.

Dijo que “una forma de avanzar hacia la energía solar y el almacenamiento” requeriría a las empresas de servicios públicos que paguen una mayor proporción de los costos del combustible.

Marruecos podría instalar hasta 28,6 GW de energía solar distribuida, produciendo 66,8 TWh de electricidad y creando un mercado de 31 mil millones de dólares, según una nueva investigación que exige una acción regulatoria rápida para desbloquear este potencial.

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Un estudio de la Iniciativa Imal para el Clima y el Desarrollo, escrito por Anas Hmimad y Rachid Ennassiri, evaluó los sistemas descentralizados de energía renovable (DERS) de Marruecos en 12 regiones, utilizando la energía solar en los tejados como foco principal. Los investigadores modelaron tres escenarios de implementación (optimista, mediana y pesimista) estimando la producción de energía, la capacidad, las emisiones evitadas y el valor de mercado.

En el escenario optimista, DERS podría generar 66,8 TWh de 28,58 GW de capacidad fotovoltaica instalada, reduciendo 48,19 millones de toneladas de CO₂. El caso medio proyecta 17,15 GW y 40,1 TWh, con 28,91 millones de toneladas de CO₂ evitadas. Incluso el escenario pesimista produciría 8,57 GW y 20,05 TWh.

El informe vincula este potencial distribuido con la transición más amplia hacia una economía baja en carbono de Marruecos, que espera 2,5 millones de vehículos eléctricos para 2035. Su capacidad combinada de batería de 39.420 GWh podría cubrir hasta el 98% de las necesidades de carga de vehículos eléctricos en el caso optimista.

Hmimad y Ennassiri instalaron a las autoridades para implementar la Ley 82-21 sobre autogeneración para 2026, publicar los decretos necesarios para la medición y compensación bidireccional e invertir en redes inteligentes. También propusieron crear un Fondo Nacional para la Integración de Recursos Energéticos en Agotamiento para apoyar a los pequeños inversores y hogares.

Las estadísticas de Enedis muestran que 4,2 GW de energía solar se conectaron a la red francesa en el período enero-septiembre, incluidos 82 MW combinados con almacenamiento, lo que marca una ligera disminución con respecto a 2024.

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El operador francés de redes de distribución Enedis informó de 1.507 MW de nueva capacidad fotovoltaica conectada a la red en el tercer trimestre de 2025, incluidos 82 MW equipados con almacenamiento.

Combinado con 1.407 MW conectados en el primer trimestre y 1.358 MW en el segundo, la nueva capacidad total alcanzó 4.272 MW en los primeros nueve meses de 2025.

Las cifras reflejan un ligero descenso interanual respecto a 2024, cuando en el mismo periodo ya se habían conectado 3.374 MW. Enedis señaló que 2024 terminó con un récord de 4,6 GW de nueva capacidad fotovoltaica agregada a su red.

Al 30 de septiembre, 212 MW estaban conectados a la red de baja tensión por debajo de 36 kW, incluidos 13 MW con almacenamiento. Otros 85 MW estaban conectados en el rango de 36 kW a 100 kW, 611 MW entre 100 kW y 250 kW y 599 MW a la red de alta tensión, de los cuales 69 MW estaban acoplados con almacenamiento.

Por tipo de uso, 1.163 MW fueron de inyección total a rojo, 315 MW de autoconsumo con inyección excedente y 29 MW de autoconsumo únicamente. La capacidad fotovoltaica instalada acumulada en Francia se situaba en 24,85 GW a finales de junio de 2025.

La energía solar detrás del medidor para hogares, empresas y comunidades conlleva numerosos beneficios, según un artículo del profesor de ingeniería de Stanford, Mark Jacobson.

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Los proyectos solares generalmente se pueden clasificar en dos grupos: o son grandes proyectos montados en tierra a escala de servicios públicos conectados a la red, o son proyectos más pequeños y distribuidos, generalmente de 20 MW de capacidad o menos.

En California, y en muchos otros estados de EE.UU., los proyectos más pequeños y distribuidos, en particular los situados detrás del contador, están siendo atacados por las empresas de servicios públicos y las legislaturas estatales, a menudo siendo objeto de ataques. chivo expiatorio de las altas tarifas eléctricas. Un artículo de 2024 de Mark Jacobson, profesor de ingeniería civil y ambiental de la Universidad de Stanford, explica por qué deberíamos apoyar las instalaciones solares detrás del medidor en todo el país.

Los proyectos solares distribuidos a pequeña escala a menudo se clasifican como detrás del medidor (BTM) o frente al medidor (FOM), dependiendo de cómo están conectados a la red.

Los sistemas FOM están conectados a líneas de distribución de la red y dan servicio a los edificios directamente, minimizando la necesidad de construir líneas de transmisión adicionales. Las líneas de distribución están conectadas a líneas de transmisión, por lo que FOM solar también puede suministrar su electricidad al sistema de transmisión. Por lo tanto, están sujetos a las mismas normas de mercado y de conexión a la red que los sistemas fotovoltaicos de servicios públicos.

Los sistemas detrás del medidor suelen ser más pequeños que los sistemas FOM ya menudo se instalan en edificios, sobre estacionamientos, laderas, patios y lotes baldíos que dan servicio directamente a los edificios. Cualquier exceso de producción de electricidad de estos sistemas puede devolverse a la red y, si el sistema no satisface el 100% de la demanda, puede extraer energía de la red.

«Los operadores de red generalmente se oponen a la energía fotovoltaica distribuida BTM porque su primer impacto es reducir la demanda de electricidad de la red», dijo Jacobson. «Las empresas de servicios públicos afirman que los clientes restantes deben pagar un costo más alto por la demanda restante, principalmente porque el costo fijo del sistema de transmisión y distribución ahora se distribuye entre menos clientes».

Jacobson ofreció diez razones por las que BTM solar ayuda a todos:

1. La afirmación de que BTM solar reduce la demanda de electricidad y, por lo tanto, aumenta los costos al distribuir el costo fijo de transmisión y distribución entre un menor número de clientes, lo que se conoce como “desplazamiento de costos”, ignora la realidad de la transición energética. Se están electrificando los edificios, el transporte y la industria. Jacobson dijo que las necesidades de electricidad casi se duplicarán.

«Incluso si el 25 por ciento de la demanda total de electricidad se cubre con BTM PV, las necesidades generales de electricidad de la red seguirán aumentando en un 50 por ciento en comparación con la actualidad. Por lo tanto, la suposición de las empresas de servicios públicos de que un gran crecimiento en BTM PV reduce la demanda es válida sólo para niveles bajos de electrificación, no para la electrificación a gran escala, que es necesaria para abordar los problemas climáticos, de contaminación y de seguridad energética”, dijo Jacobson.

2. La energía solar para tejados BTM no requiere terreno nuevo, mientras que la energía solar a escala de servicios públicos sí. Por lo tanto, la energía solar BTM reduce las necesidades de terreno y los daños al hábitat.

3. BTM solar reduce la necesidad de líneas de transmisión y distribución. Los clientes de la red necesitan líneas de transmisión y distribución para el 100 por ciento de su consumo de electricidad, y las empresas de servicios públicos fotovoltaicos requieren líneas de transmisión y distribución para el 100 por ciento de su generación. Los clientes de energía solar de BTM solo necesitan líneas de transmisión que respalden la demanda adicional que no satisface su panel solar.

4. Cuando BTM solar se ubica junto con una batería, produce más de lo que consume el edificio y el exceso de electricidad se envía de regreso a la red. Esto resulta útil para evitar apagones, especialmente en los días calurosos de verano en las regiones donde se utiliza aire acondicionado.

5. Las chispas de las líneas de transmisión han provocado incendios forestales devastadores, como en California y Hawaii. El costo de tales incendios y el soterramiento de líneas de transmisión se ha transmitido a los clientes de California. La energía solar BTM reduce la incidencia de incendios, dijo Jacobson.

6. La incorporación de BTM PV reduce la extracción, el procesamiento y la quema de combustibles contaminantes (combustibles fósiles y bioenergía) para la generación de electricidad en la red, contribuyendo así a un medio ambiente más limpio.

7. Al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de combustibles contaminantes, BTM PV reduce el daño climático tanto a los clientes de la red fotovoltaica distribuida como a los de la red.

8. Al reducir el uso de combustibles fósiles, BTM PV reduce los problemas de inseguridad energética asociados con los combustibles fósiles.

9. La instalación de BTM PV crea más empleos que la instalación y operación de energía fotovoltaica y otra generación de electricidad a escala de red, y esto beneficia a un estado o país en su conjunto.

10. Debido a que la energía fotovoltaica en los tejados absorbe del 20 al 26 por ciento de la luz solar que le llega y luego la convierte en electricidad, el edificio absorbe menos luz, lo que enfría el edificio durante el día y reduce la demanda diurna de electricidad para el aire acondicionado. Este enfriamiento es mayor durante el verano y durante el día, cuando los precios de la electricidad son más altos.

Jacobson ofreció algunas razones más por las que la energía solar detrás del medidor es un beneficio para los contribuyentes en general, que pueden ser leer aquí.

ArcelorMittal ha comenzado a producir sus módulos fotovoltaicos integrados en edificios Helioroof en Francia. La siderúrgica afirma que el sistema tiene como objetivo simplificar las adaptaciones energéticas para tejados comerciales e industriales.

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Después de cinco años de investigación y una inversión de 15 millones de euros (17,3 millones de dólares), la siderúrgica ArcelorMittal ha inaugurado una línea de producción para su sistema fotovoltaico integrado en edificios (BIPV) Helioroof en Contrisson, en la región del Gran Este de Francia.

Helioroof combina cubiertas de acero, aislamiento térmico y generación fotovoltaica en un único producto listo para instalar para cubiertas con pendientes del 7% o más. «La energía solar en tejados debe convertirse en la norma. Helioroof nos permite combinar dos mundos: el techado y el solar», afirmó Renaud Vignal, director de Helioroof en ArcelorMittal Building Solutions, en el evento del 9 de octubre.

El producto utiliza dos láminas de acero con una capa aislante entre ellas, mientras que la lámina superior integra las células solares. Los paneles hechos a medida pueden medir hasta 12 metros de longitud, con potencias energéticas desde 310 Wp hasta 2,1 kW por módulo.

La producción comienza con bobinas de acero revestido con bajo contenido de carbono X-Carb, que se desenrollan y cortan según pedido. El procesamiento se lleva a cabo en una “sala gris” dentro de la planta para proteger las células solares. Las células TOPCon M10, con 16 barras colectoras y una eficiencia del 25,4%, son suministradas por socios asiáticos no especificados y están soldadas, unidas y laminadas directamente sobre los paneles sándwich Eklipstherm.

El proceso está protegido por 15 patentes, según Vignal. La línea está ahora en ampliación, con una capacidad potencial de 200.000 metros cuadrados de Helioroof por año (equivalente a aproximadamente 80 MW), dependiendo de la demanda del mercado.

ArcelorMittal se centra en tejados residenciales, comerciales e industriales nuevos y renovados, especialmente aquellos en los que se está eliminando el amianto. Sin vidrio ni marcos de montaje, se dice que Helioroof es un 50% más liviano que los sistemas convencionales. La capa solar añade sólo 2,5 kg/m², en comparación con los 12 kg/m² de los módulos fotovoltaicos estándar. Dependiendo del espesor del aislamiento, el sistema completo pesa entre 13,5 y 17,5 kg/m².

«Esto reduce considerablemente la carga estructural del edificio», dijo Vignal.

El producto también pretende reducir el tiempo de instalación. Según se informa, solo requiere una intervención en lugar de dos, lo que reduce el tiempo de instalación en un 40 % en comparación con los sistemas convencionales.

Todas las conexiones eléctricas están ubicadas en el interior del edificio, minimizando riesgos de fugas o fallos eléctricos. El sistema cuenta con dos conectores MC4 en una bandeja portátil integrada accesible desde el interior. No requiere esquema eléctrico externo. Una sección del sitio Contrisson se ha dedicado a la formación de instaladores.

La producción comercial ha comenzado. Los primeros proyectos que utilizan Helioroof suman un total de 1.500 metros cuadrados, incluida una cervecería urbana en Lieja, Bélgica; una vivienda unifamiliar de bajo consumo energético en la región francesa de Marne; y dos naves industriales en Alto Rin y Mosa.

Al utilizar acero con bajo contenido de carbono y omitir vidrio y marcos, ArcelorMittal afirma que la huella de CO₂ de Helioroof es un 25% menor que la de los sistemas convencionales que combinan paneles sándwich y fotovoltaica en tejados. Se está llevando a cabo una evaluación del ciclo de vida completo para cuantificar las emisiones.

Chipre sustituirá sus actuales sistemas de facturación y medición neta por un nuevo modelo de autoconsumo basado en el mercado a partir de enero de 2026, a medida que el sector eléctrico de la isla se abra a la competencia.

El Ministerio de Energía, Comercio e Industria de Chipre ha confirmado que los actuales esquemas de medición neta y facturación neta del país finalizarán el 31 de diciembre. Un nuevo marco de autoconsumo, diseñado por la Autoridad Reguladora de Energía de Chipre (CERA), entrará en vigor a partir del 1 de enero de 2026.

La medición neta ahora se aplica a los sistemas fotovoltaicos residenciales y acredita la generación solar a la tarifa minorista, mientras que la facturación neta cubre los sistemas comerciales e industriales acreditados a la tarifa mayorista.

Estos programas han impulsado una adopción significativa de la energía solar en tejados, lo que representa gran parte de la capacidad fotovoltaica instalada en Chipre. Sólo en 2024, el país agregó 159 MW de nueva capacidad solar, de los cuales 100 MW provinieron de sistemas de autoconsumo.

El ministerio dijo que el programa «Fotovoltaica para todos» en curso programa de subsidio – lanzado en enero de 2024 con 30 millones de euros (34,7 millones de dólares) de financiación para 2024-25 – continuará según lo previsto, proporcionando préstamos para la compra e instalación de sistemas fotovoltaicos residenciales.

Según el nuevo régimen, los sistemas sin un contrato de facturación o medición neta firmado para fines de 2025, así como aquellos cuyos contratos actuales expiren después del 1 de enero, pasarán al marco actualizado.

CERA describió tres opciones para los autoconsumidores: firmar un acuerdo bilateral con un minorista de energía, unirse a un agregador que vende el excedente de generación al mercado o optar por no exportar el exceso de energía a la red. La duración y las condiciones de los contratos bilaterales se determinarán entre el consumidor y el minorista.

La reforma se produce tras el lanzamiento de un mercado eléctrico totalmente liberalizado en Chipre el 1 de octubre, poniendo fin al papel exclusivo de la empresa estatal EAC en la medición neta y la facturación.

El anuncio de CERA proporcionó alivio a los instaladores de energía solar que no estaban seguros de qué reemplazaría los sistemas existentes.

«El gobierno ha hecho un esfuerzo genuino para ayudar a los hogares a acceder a electricidad más barata», afirmó el Dr. Andreas Procopiou, experto en energía y fundador de ChipreGrid. «Pero, dados los desafíos únicos de Chipre (sin almacenamiento en baterías, sin interconexiones con otras redes y con una fuerte dependencia de la generación diésel), esta es actualmente la única manera práctica de bajar los precios. Aún así, necesitamos urgentemente complementar estas medidas con soluciones de almacenamiento de energía para fortalecer la autosuficiencia de los consumidores y la resiliencia general del sistema eléctrico».

Procopiou dijo que el nuevo marco del mercado sigue siendo incierto y que es poco probable que los agregadores integren sus operaciones con esquemas de autoconsumo en el corto plazo. «Será un verdadero desafío para ellos. Chipre es un mercado muy pequeño, los agregadores dependen de la escala y la logística de gestionar y agregar millas de unidades pequeñas es extremadamente compleja».

Investigadores en China han desarrollado una técnica de monitoreo de polvo que se basa únicamente en los recursos de hardware existentes de los inversores, sin requerir sensores ni datos meteorológicos adicionales. Las pruebas realizadas en paneles fotovoltaicos reales en tejados demostraron una precisión superior al 96 %”.

Investigadores en China han desarrollado una novedosa técnica de monitoreo de acumulación de polvo localizada para conjuntos fotovoltaicos distribuidos que se basa únicamente en el inversor de hardware existente, eliminando la necesidad de dispositivos adicionales o conectividad a Internet.

«Para los sistemas fotovoltaicos distribuidos con ingresos de generación de energía relativamente modestos, la dependencia de dispositivos adicionales o servicios externos inevitablemente aumenta la inversión inicial y extiende los períodos de recuperación», explicó el equipo. «Además, estos métodos a menudo implican procedimientos complejos que son difíciles de implementar para los no especialistas. Para abordar la necesidad de un monitoreo del polvo práctico y rentable, este estudio propone un enfoque de monitoreo localizado».

El nuevo método aprovecha el funcionamiento de Múltiples paneles dentro de la misma área local, lo que permite al sistema distinguir consistentemente los estados de acumulación de polvo en función de los datos operativos. En esta configuración, los inversores recopilan y analizan datos relevantes, que luego se comprimen utilizando un esquema de codificación diferencial (DE) mejorado aplicado al voltaje, la corriente y sus duraciones.

Posteriormente, un modelo de inteligencia artificial de unidad recurrente cerrada (GRU) extrae características e identifica patrones, mientras que un algoritmo K-means semisupervisado agrupa datos en grupos limpios y sucios utilizando ejemplos etiquetados. Los resultados diarios se agregan estadísticamente y, cuando surgen patrones consistentes, el sistema emite una advertencia. Los datos recopilados antes y después de cada operación de limpieza se tratan como instancias recién etiquetadas, actualizando el conjunto de muestras para un seguimiento futuro.

Para evaluar el sistema, los investigadores probaron tres grupos de paneles fotovoltaicos.: Grupo 1 con paneles de silicio policristalino de 230 W, siete años de servicio, topología 1×13 y potencia total 2,9 kW; Grupo 2 con paneles de silicio policristalino de 275 W, ocho años de servicio, topología 2×9 y potencia total 4,9 kW; y el Grupo 3 con paneles de silicio monocristalino de 135 W, dos años de servicio, topología 2×6 y una potencia total de 1,6 kW.

Todos los inversores eran del tipo puente completo trifásico con una potencia nominal de 10 kW. Los datos se recopilaron durante 12 días en condiciones soleadas, nubladas y nubladas, y cada grupo fotovoltaico se probó en cuatro escenarios diferentes de cobertura de polvo simulados utilizando películas plásticas con transmitancias del 85 %, 72 % y 61 %. De los 302.400 puntos de datos recopilados, 4.139 se conservaron después de la evaluación, 3.139 se utilizaron para capacitación y 1.000 se reservaron para pruebas.

El sistema demostró una precisión del 96,5 %, ligeramente inferior al 98 % de precisión de los enfoques colaborativos de referencia en la nube.

«El enfoque propuesto logra un bajo costo, una baja complejidad operativa y una alta precisión en el monitoreo de la acumulación de polvo, reduciendo así los gastos de mantenimiento y gestión de los sistemas fotovoltaicos distribuidos y mejorando la rentabilidad. del propietario”, concluyó el equipo.

El nuevo enfoque se describe en “Monitoreo de acumulación de polvo localizado para paneles fotovoltaicos distribuidos”, publicado en Energía solar. El equipo de investigación estaba compuesto por científicos de China. Universidad de Ciencia y Tecnología de Shandong y Universidad de Shandong.

El Especialista en PV vertical Noruego Sobre fácil Está desarrollando varios proyectos pv verticales en la azotea en españa. Dijo que uno de los proyectos, una vertical de 2.4 kw, tiene una orientación este-oeste y se Encuentra en el Parque Empresarial Elche, Cerca de Alicante, en la parte Sur del País.

Delaware Revista Fotovoltaica España

Con Sede en Noruega Solar solar ha anunciudo el lanzamiento de unsistema fotovoltaico instalado vertical en 2022.

«Me Puse en ContactO Con Fácil Después de Un Artículo en El Que Leí Revista Fotovoltaica«, Dijo Pablo Sánchez-Robles, fundador de Albricias Energía.

Realmenta Hay dos proyectos en España Utilizando Esta Solución, Pero albricias Energía Tiene Varios más en la Tubbería.

«Un arquitectos les encanta porque derece una integración entera con línas arquitectónónicas debido a su pequeño tamaña (28 cm de altura) y la preservaciónica del diseño original, e los inestaladores lesas encanta Debido a su simple instalacía», dijo.

Un Proyecto de 2.4 kw en el Parque ELCHE EMPRESARIAL TIENE UNA ORIENTACIÓN ESTE-OESTE. Su produce anual es de 2.932 kWh, y la generación anual es de 1.222 kWh/kWp, con un albedo de cero.

«Con un albedo de graza de 0.3, se elevaría a 1.400», afirmó sánchez-robles.

La compañena describe su producto prefabricado como «unidad fotovoltaica vertical (VPV). Cada Unidad Mide 1,600 mm x 1,510 mm x 350 mm y pesa 24.5 kg (11 kg/m²). Tiena una calificació de protección IP68 yes Mm.

Una Paleta Con 33 Unidades Cubre 80 m² y Proporciona 6.6 KW. Su Diseño También vertical hace que los paneles sean resistentes a la suciedad, el granizo y el viento, y evita la propagación de la llama en caso de incendio.

Sánchez-robles dijo que la electricidad generada en gran medida coincide con la demanda interna, aumentando el autoconsumo y reducto la necesidad de almacenamiento. «La orientación en elche da un pico alrededor de las 10 am y un segundo pico alrededor de las 8 pm, precisute las horas de consumo más Alto en un hogar», Agregó.

Bangladesh ha realizado su marco de medicina neta para la la energía solar. Las Nueva Reglas Tienen como objetivo Ampliar el Acceso y Aumar El Autoconsumo Entre Los Prosumadores.

El Gobierno de Bangladesh Ha Aprobado Nuevas Pautas de Mediciónico Neta para 2025 para apoyar la Energía solar en la Azotea y Permitir que CADA USUARIO DE ENERGIA SE Converta en Un productor de Energía.

«ESTA POLÍTICA PROCISIVA HACE QUE LA LA ENERGIA SOLAR EN LA AZOTEA SEA MÁS FÁCLE, INTELIGENTE Y MÁS GRATIFANTE PARA LOS HOGARES Y LAS EMPRESAS», DIJO LA AUTORIDAD DE DESARROLLO DE ENERGIA Y RENOVABLE (SREDA) EN UNA NOTACIÓN.

Según Las Nueva Directrices, El 100% de la Carga Sancionada Ahora Está Permitida para la la Energía Solar en la Azotea del Metro Neto, en comparación con el 70% en el pasado. La Carga Sancionada es la Cantidad Máxima de Energía Que Un probador de Electricidad Autoriza Un consumidor de la ONU A USAR EN UN Momento DADO. LAS NUEVAS DESPOSICIONES FOMENTAN A LOS PROPIETARIOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS A AURMAR LOS NIVELES DE AUTOCONSUMO.

Las Pautas También Permiten Los consumores de los consumidores Monofásicos Energía Bajo Medición Neta. Según Las Reglas anterior, solos Los Consumidass Trifásicos Eran Elegibles.

LOS Productores Bajo La Mediciónica Neta Recibirán El Pago Direto en Bangladeshi Taka en Su Banco O Cuentas de Banca Móvil para la Electricidad Suministrada a la Red.

El Nuevo Marco También presenta un Sistema de Aplicaciones en Línea para la Medición Neta y Autoriza A Los Consumidores Con Medidores Prepagos o Inteligentes para participar en el Esquema. En el Pasado, este se Limitaba A Los Consumidores Con Medidores Pospagos.

Mostafa al Mahmud, Presidente de la Asociacia de Energía Sostenible y Renovable de Bangladesh (Bsrea), Acogió con Beneplácito las Pautas y Dijo Que Ayudarán a Aumar El Despliegue de la Energía Solar En la Azotea de la Red.

«Tanto los productores como los desarrolladores se beneficiaron de la Nueva Política», Dijo, y Señaló que la decisión de Permitir que los usuarios de energía monofásica en el sistema de Medician Neta Neta «Decisión de Tiempo Muy Tiempo» «.». «.». «.». «.». «.».