La agencia de investigación italiana Enea ha creado una herramienta web que evalúa la viabilidad de sustituir las calderas de gas residenciales por bombas de calor proporcionando una estimación del potencial de ahorro energético y económico. La aplicación también proporciona información sobre las especificaciones técnicas del sistema fotovoltaico necesarias para cubrir la demanda eléctrica de la bomba de calor.

italia Agencia Nacional de Nuevas Tecnologías, Energía y Desarrollo Económico Sostenible (ENEA) ha presentado esta semana una nueva aplicación online que ayuda a los propietarios de viviendas a comprobar la viabilidad técnica y económica de sustituir las calderas de gas por bombas de calor eléctricas sin modificar el circuito hidráulico ni los radiadores.

La herramienta en línea de acceso abierto, llamada CALEFACCIÓN PDCrealiza su análisis utilizando facturas anuales de combustible, características del edificio, características de la envolvente, especificaciones de calderas y radiadores y consumo general de energía.

«La herramienta está diseñada para edificios residenciales habitados que hayan sido sometidos a una modernización energética durante al menos un año, estén equipadas con un sistema de calefacción autónomo y tengan una caldera tradicional conectada a radiadores», dijo Enea en un comunicado. “También proporcionará información sobre las especificaciones técnicas del sistema fotovoltaico necesario para cubrir la demanda eléctrica de la bomba de calor”.

Una vez completado el análisis, los usuarios pueden descargar un informe que contiene todos los datos y una lista de acciones recomendadas para mejorar la eficiencia energética del edificio si el reemplazo de la caldera no es factible en el momento de la medición.

«Claramente, la herramienta proporciona orientaciones generales y sugerencias no exhaustivas sobre cómo mejorar el rendimiento energético del sistema. Para una planificación detallada de la intervención, siempre es aconsejable consultar a un profesional cualificado», afirmó Nicolandrea Calabrese, responsable del Laboratorio Enea para la eficiencia energética en la edificación y el desarrollo urbano.

El gobierno italiano ha reducido la influencia de las regiones en los permisos para la energía fotovoltaica y eólica centralizando el proceso de toma de decisiones. También ha emitido nuevas normas para la degradación fiscal en virtud del llamado Decreto Transizione 5.0.

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El Consejo de Ministros italiano aprobó el viernes un nuevo decreto que introduce nuevas disposiciones relativas a la Crédito fiscal de transición 5.0 y el Identificación de áreas adecuadas para proyectos eólicos y solares a gran escala..

En cuanto a la exención fiscal, el Gobierno ha decidido adelantar el plazo para presentar solicitudes hasta el 27 de noviembre, siendo la fecha anterior el 31 de diciembre. Quienes hayan presentado solicitudes después del 7 de noviembre tendrán la oportunidad de presentar los pagos adicionales solicitados por la agencia energética italiana, el Gestor dei servizi energetici (GSE), antes del 6 de diciembre.

Además, especifica que la medida no se puede combinar con el crédito fiscal Transizione 4.0, y que las empresas que soliciten ambos incentivos deberán elegir uno u otro.

Por último, se han asignado 250 millones de euros hasta 2025 para apoyar las solicitudes presentadas para el plan Transizione 5.0.

En cuanto a las zonas aptas para despliegue fotovoltaico y eólico, el decreto aumenta el papel del Estado en el establecimiento de criterios vinculantes para la localización y aprobación de proyectos. bajo el reglas anterioresa los gobiernos regionales se les había dado una gran autonomía en el proceso de toma de decisiones, y algunas regiones como Cerdeña incluso introdujeron moratorias sobre el desarrollo de proyectos de energía renovable.

Las nuevas disposiciones también establecieron que, para proyectos ubicados en zonas subvencionables, la evaluación paisajística pasa a ser obligatoria pero no vinculante. Además, se reducen los plazos del proceso de autorización única, la denominada Autorizzazione Unica (AU).

Además, el decreto introduce una nueva definición de sistemas agrivoltaicos, que ahora se denominan paneles fotovoltaicos que garantizan la continuidad de las actividades de cultivo y pastoreo en el lugar de instalación. Antes de estas nuevas normas, la altura de los paneles era un factor clave que definía esta tipología de proyecto.

“Para garantizar la continuidad de las actividades agrícolas y pastoriles, el sistema podrá incluir la rotación de módulos colocados a gran altura del suelo y la aplicación de herramientas digitales y de agricultura de precisión”, se lee en el texto del decreto.

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.

Delaware revista pv Alemania

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.

Imagen representacional. Crédito: Canva

El conglomerado energético tailandés Banpu Plc y el desarrollador de polígonos industriales Amata Corporation han formado una empresa conjunta para desarrollar uno de los proyectos de energía solar en tejados más grandes de Vietnam, apoyando las ambiciones netas cero del país.

La empresa conjunta, denominada Amata Esco Next LLC, se desarrolló con un capital registrado de 1,1 millones de baht. Banpu posee una participación del 65% a través de su filial Esco Next LLC, mientras que Amata VN posee el 35% restante.

Descripción general del proyecto

La iniciativa contemplará la instalación de 227 MW de sistemas solares en tejados en dos de los parques industriales clave de Amata en Vietnam:

  • Ciudad de Agaon en Long (686 hectáreas)
  • Ciudad de Amata Long Thanh (410 hectáreas)

Se espera que la construcción comience a principios de 2025, aunque aún no se han revelado los costos de inversión del proyecto.

La empresa vietnamita de ingeniería solar Solar BK ha sido designada socio de construcción y mantenimiento del proyecto.

Impulsando la transición a la energía limpia en Vietnam

El director ejecutivo de Banpu Next, Smittipon Srethapramote, dijo que el proyecto está alineado con el VIII Plan de Desarrollo Energético de Vietnam (PDP VIII) y el compromiso del país de lograr emisiones netas cero para 2050.

En el marco del PPD VIII, Vietnam pretende obtener el 47% de su capacidad total instalada de energía a partir de energías renovables para 2030, garantizando al mismo tiempo la estabilidad de la red y reduciendo la dependencia de los combustibles fósiles.

Los parques industriales se convertirán en centros de fabricación ecológica.

Según Somhatai Panichewa, director ejecutivo de Amata VN, la integración de energía renovable directamente dentro de las zonas industriales es un paso clave para lograr el objetivo de neutralidad de carbono de la compañía para 2040.

Añadió que esta iniciativa mejorará el atractivo de Amata para los fabricantes globales, muchos de los cuales están priorizando la sostenibilidad, los costos energéticos competitivos y las cadenas de suministro bajas en carbono en sus decisiones de inversión.

SIGNIFICADO

  • Marca una importante colaboración transfronteriza en materia de energía renovable entre Tailandia y Vietnam.
  • Apoya la creciente demanda de electricidad de Vietnam y la transición de las zonas industriales hacia la energía limpia.
  • Posiciona los polígonos industriales de Amata como centros de fabricación ecológicos y preparados para el futuro.

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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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Captura de pantalla

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».