Una serie de estudios longitudinales de tres sitios de polinizadores solares en Minnesota han demostrado evidencia de praderas nativas que crecen bajo paneles solares, proporcionando beneficios para el suelo y hábitat para la vida silvestre y los polinizadores.

Investigación dirigida por el Departamento de Energía de EE.UU. Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) ha recopilado datos sobre las interacciones entre el hábitat, los polinizadores, el suelo y la producción de energía solar en tres proyectos solares a gran escala en Minnesota.

El equipo de Prácticas solares innovadoras integradas con economías y ecosistemas rurales (InSPIRE) del NREL ha realizado investigaciones en los tres sitios durante los últimos seis años, en lo que el laboratorio dice que es la evaluación más completa y de mayor duración de las interacciones entre la energía solar, el suelo, el hábitat y polinizadores hasta la fecha.

Los hallazgos se presentan en tres estudios, Beneficios ambientales colaterales del mantenimiento de la vegetación nativa con la infraestructura solar fotovoltaica”, disponible en El futuro de la Tierra, Si lo construyes, ¿vendrán? Respuestas de la comunidad de insectos al establecimiento de hábitat en instalaciones de energía solar en Minnesota, EE.UU. UU.”, disponible en Cartas de investigación ambiental y «Pequeña pradera debajo del panel: prueba del establecimiento de una mezcla de semillas en el hábitat de polinizadores nativos en tres sitios solares a escala de servicios públicos en Minnesota”, disponible en Comunicaciones de investigación ambiental.

Las tres instalaciones solares estudiadas en los artículos son los sitios solares de Chisago, Atwater y Eastwood, que forman parte del proyecto solar Aurora, propiedad de Enel Green Power y ubicada en el área de Minneapolis y sus alrededores. NREL dice que estos sitios de polinizadores solares son los primeros proyectos solares comerciales a escala de servicios públicos en los EE.UU. UU. que presentan una investigación exhaustiva sobre ecovoltaica.

La investigación encontró que las actividades de restauración de las praderas pueden ocurrir debajo de los paneles solares. Una vez que se descubrió la vegetación de la pradera, se observó que los polinizadores utilizaban el sitio tanto como tierras dedicadas a la conservación, y la evidencia apunta hacia una mayor abundancia y diversidad tanto de la vegetación como de los polinizadores bajo los paneles solares.

Después de la construcción del parque solar, se necesitaron de tres a cuatro años para que la vegetación de la pradera se estableciera por completo, y algunas especies no aparecieron hasta los años cinco y seis.

Se descubrió que plantar hábitat de polinizadores y vegetación nativa mitiga parte del daño ambiental causado al suelo y al hábitat cuando se construyen instalaciones solares y, eventualmente, puede proteger el suelo de la erosión futura, agrega la investigación, pero también advierte que puede llevar mucho tiempo restaurarlo. suelo después del daño causado por la producción intensiva de maíz y soja. NREL dice que el impacto general de las actividades de restauración del suelo en estos sitios no estará claro en los próximos años.

Los investigadores también observaron poco o ningún impacto en la generación anual de electricidad en todos los sitios. Si bien se registró que los hábitats nativos disminuyeron las temperaturas de los módulos fotovoltaicos en comparación con el suelo base, no se encontró que esto aumentara la producción de electricidad.

NREL dice que este hallazgo contradice los estudios realizados en otras regiones, lo que sugiere que la interacción microclimática entre los paneles fotovoltaicos, el suelo y la vegetación no es consistente en los diferentes paisajes y climas. «Uno de los resultados más importantes de esta investigación es que necesitamos estudiar más sitios», dijo el investigador de agrovoltaica del NREL, Chong Seok Choi. “Por ejemplo, el clima específico del sitio (la cantidad de humedad que hay en el aire, por ejemplo) puede afectar si el enfriamiento que observamos en el hábitat nativo puede conducir a una mayor eficiencia fotovoltaica. Todavía queda mucho trabajo por hacer”.

Los tres estudios fueron financiados por la Oficina de Tecnologías de Energía Solar del Departamento de Energía de EE.UU. UU. y realizados por NREL y Laboratorio Nacional de Argonnejunto con socios de investigación de la Universidad de Minnesota y la Universidad de Temple y profesionales de MNL, anteriormente Minnesota Native Landscapes.

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La empresa alemana de equipos fotovoltaicos Coatema Coating Machinery afirma que sus soluciones de procesamiento rollo a rollo abarcan desde el laboratorio o el piloto hasta la escala de producción.

Proveedor de equipos de fabricación Maquinaria de recubrimiento Coatema ha lanzado una línea de productos rollo a rollo para tecnologías flexibles orgánicas, de perovskita y de células solares sensibilizadas por colorantes (DSSC).

Los productos de la empresa alemana admiten anchos de banda de trabajo de hasta 1.000 mm, así como una herramienta más pequeña para ajustes hoja a hoja.

El mayor de esta línea de productos fotovoltaicos rollo a rollo es Click&Coat, un modelo con anchos de banda de trabajo de 300 mm, 500 mm y 1.000 mm. Está diseñado para personalizarse con más de 30 módulos de proceso diferentes, incluidos secadores, laminadores, procesos láser, corte y equipos de control de calidad.

Sólo para el recubrimiento, hay más de 20 módulos disponibles, incluidos huecograbado, rasqueta, recubrimiento por ranura, pantalla rotativa, recubrimiento de cortina y serigrafía. En cuanto al secado, la empresa ofrece otras opciones, como aire caliente, infrarrojos, reticulación UV y secado por chorro.

El equipo está en uso en el Organización de Investigación Científica e Industrial del Commonwealth (CSIRO) en Australia, según Thomas Kolbusch, director de marketing y tecnología de Coatema. Otro ejemplo es Tecnologías de Electrónica Orgánica (OET) en Grecia, donde el fabricante de OPV está desarrollando soluciones para los mercados de agrovoltaica, automoción y materiales de construcción.

OET participa en un proyecto de la Unión Europea conocido como Flex2Energy, cuyo objetivo es integrar sistemas de control de calidad y trazado láser en línea dentro del proceso rollo a rollo, para su uso en una línea de ensamblaje de módulos automatizados construidos por una empresa española de maquinaria. Asamblea Mondragón.

Otros clientes de la industria fotovoltaica se encuentran en Brasil, América del Norte y Europa. «Estamos viendo que los fabricantes de perovskita y fotovoltaica orgánica están comenzando a fabricar productos para aplicaciones de Internet de las cosas sin baterías, por ejemplo», dijo Kolbusch. revistapv

De cara al futuro, Kolbusch ve oportunidades de mercado en la agrovoltaica. “En Grecia, España y Alemania existe interés por parte de las agencias gubernamentales en las aplicaciones de invernadero debido al beneficio de ahorro de espacio y al potencial para producir alimentos y energía con la misma infraestructura. Existe un enorme potencial para agregar grandes volúmenes de capacidad solar en áreas donde hay muchos invernaderos”, afirmó.

La energía fotovoltaica flexible tiene características que le dan una ventaja competitiva en comparación con la energía fotovoltaica convencional para su uso en invernaderos. “Es más liviano, de menor costo, más fácil de instalar y de mantener limpio. También produce electricidad durante más horas al día, arrancando y deteniéndose más tarde que la energía solar convencional”, afirmó Kolbusch.

Coatema también dispone de dos sistemas rollo a rollo más pequeños: el Easycoater para impresión hoja a hoja en tamaños estándar A4 y A0, y el Smartcoater con anchos de banda de hasta 300 mm, adecuado para laboratorio o pequeña producción piloto.

Coatema, fundada en 1974, diseña y produce equipos hoja a hoja y rollo a rollo para recubrimiento, impresión y laminación. Tiene productos para la fabricación de baterías, energía solar fotovoltaica, dispositivos médicos, pilas de combustible, hidrógeno verde y electrónica impresa.

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Trina Solar dice que ha logrado una eficiencia récord del 26,58 % para una célula solar de contacto pasivado con óxido de túnel (TOPCon). El fabricante chino afirma que el Instituto Alemán para la Investigación de la Energía Solar Hamelin (ISFH) ha verificado el resultado de forma independiente.

Imagen: Trina Solar

trina solar ha logrado una eficiencia de conversión de energía del 26,58% para su célula solar industrial TOPCon de gran superficie. El Instituto Alemán para la Investigación de la Energía Solar en Hamelín (ISFH CalTeC) ha verificado el resultado de forma independiente, según el fabricante chino de módulos fotovoltaicos.

«Esta es la primera vez que la eficiencia de la celda TOPCon tipo n supera el 26%, y la velocidad de este avance es notable», dijo Gao Jifan, director ejecutivo de Trina Solar. “Trina Solar seguirá intensificando sus esfuerzos de I+D en células y módulos TOPCon, mejorando aún más su competitividad general. Al mismo tiempo, fortaleceremos la protección de la propiedad intelectual para garantizar que estas tecnologías de vanguardia permanezcan firmemente en nuestras manos”.

El jefe de estrategia global de productos de Trina Solar, Zhang Yingbin, dijo en un entrevista reciente estafa revistapv que la empresa pretende alcanzar una eficiencia superior al 26% en las células TOPCon para 2027.

Trina Solar alcanzó recientemente un nuevo hito de eficiencia del 26,58% para sus células TOPCon de silicio monocristalino tipo n, tras un 25,9% record establecido en octubre.

El avance proviene del refinamiento de piezas de silicio tipo n dopadas con fósforo de 210 mm × 182 mm y del uso de tecnología patentada de contacto pasivado de túnel cuántico.

Trina Solar dijo que optimizó la densidad de corriente de recombinación, la captura óptica y la impresión de líneas ultrafinas para mejorar el rendimiento.

En el pasado, ha establecido récords con celdas i-TOPCon con una eficiencia del 24,58 % en 2019, una celda de 210 mm con una eficiencia del 25,5 % en 2022, verificada por el Instituto Nacional de Metrología de China, y un módulo de salida récord de 740,6 W, certificado por TÜV SÜD. , en abril de 2024.

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La Comisión Europea, Austria, Lituania y España han anunciado nuevas medidas de apoyo financiero para el desarrollo del hidrógeno renovable mientras la Unión Europea se prepara para la segunda subasta del Banco Europeo de Hidrógeno.

el Comisión EuropeaAustria, Lituania y España han anunciado nuevas ayudas financieras para el desarrollo del hidrógeno renovable. Los tres estados miembros participarán en el esquema de “subastas como servicio” como parte de la segunda subasta del Banco Europeo de Hidrógeno, lanzada el 3 de diciembre. “Además de los 1.200 millones de euros (1.300 millones de dólares) en financiación de la UE de En el Fondo de Innovación, los tres estados miembros de la UE desplegarán más de 700 millones de euros en fondos nacionales para apoyar proyectos de producción de hidrógeno. renovable. situado en sus paises» dicho el órgano ejecutivo europeo. «La financiación total movilizada por la subasta de hidrógeno renovable ascenderá, por tanto, a unos 2.000 millones de euros».

uniper ha seleccionado un Hidrógeno Eléctrico como su socio exclusivo para diseñar una planta de electrolizador PEM de 200 MW para el proyecto Green Wilhelmshaven en el norte de Alemania. Electric Hydrogen, que comenzó los trabajos preliminares de diseño de ingeniería inicial para el proyecto en octubre de 2024, explicó que la planta de producción funcionará junto con la cercana terminal de importación de hidrógeno. «Las plantas electrolizadoras de 100 MW de bajo coste de Hidrógeno Eléctrico están disponibles para su implementación en la Unión Europea en 2026». dicho la empresa estadounidense.

fuego solar Entregará 50 MW de capacidad de electrolizador a la planta de e-metano de Ren-Gas en Tampere, Finlandia. La empresa alemana dijo que la entrega del equipo constará de cinco módulos de electrólisis alcalina presurizada de 10 MW. Ren-Ga planea comenzar a construir en 2025 y espera operar comercialmente en 2027.

Casasjunto con los socios ABB, Equinor, Gassco y Yara Clean Ammonia, ha inaugurado oficialmente el proyecto HyPilot, una demostración en el campo de 1 Electrolizador PEM en contenedores de MW en la planta de procesamiento de gas de Kårstø en Rogaland, Noruega. Hystar obtuvo recientemente una subvención de 26 millones de euros del Fondo de Innovación de la UE para poder implementar su fábrica automatizada de GW, con una capacidad anual de 1,5 GW cuando la fábrica entra en funcionamiento en 2027. La capacidad de producción anual podría escalar a 4,5 GW para 2031, dijeron los socios.

flexiona tiene publicado un informe con Lhyfe y la Universidad de Estocolmo sobre el proyecto “BOxHy”, que sienta las bases para un proyecto piloto de inyección de oxígeno en alto mar de seis años de duración que se espera que se lance en unos meses. Lhyfe dijo en una nota enviada por correo electrónico que «los socios también acogen con satisfacción el creciente interés de los científicos, la industria y las instituciones en el importante problema de la «asfixia» (desoxigenación) de los océanos y la opción de la reoxigenación. «.

Ahora mismo ha lanzado un fluoroionómero producido con su nueva tecnología patentada sin fluorosurfactantes (NFS). “El nuevo grado está disponible comercialmente en todo el mundo y está destinado para su uso en aplicaciones seleccionadas relacionadas con el hidrógeno”, dijo el productor de materiales belga. En 2022, anunció aviones para fabricar casi el 100% de los fluoropolímeros sin fluorosurfactantes para 2026.

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Investigadores portugueses afirman que las materias primas no son una gran preocupación para la cadena de suministro europea, mientras que Mibgas Derivatives y DH2 Energy han lanzado la primera subasta de hidrógeno renovable de la Península Ibérica.

universidad de lisboa Los investigadores han descubierto que la mayoría de las materias primas representan una pequeña amenaza para la implementación de la tecnología del hidrógeno en Europa, pero el iridio es un elemento crítico. Dijon en su periódico: “Necesidades estratégicas de materias primas para la producción de hidrógeno a gran escala en Portugal y la Unión Europea”, que su escasez podría obstaculizar el uso generalizado de electrolizadores de membrana de intercambio de protones, a pesar de que representan menos del 0,001% de las necesidades de material. Argumentaron que las reservas de materia prima probablemente influirán en la combinación de electrolizadores y que las soluciones que utilizan iridio y níquel pueden generar cuellos de botella. También señalaron que la creciente demanda de materiales subraya la necesidad de continuar los esfuerzos mineros para evitar la escasez y dijeron que los electrolizadores son los principales consumidores de materias primas. en los aviones locales de hidrógeno.

Energía DH2 y Mibgas Derivatives, el operador del mercado ibérico de futuros de gas, han lanzado la primera subasta de hidrógeno renovable para el mercado ibérico. El proceso comenzó con la reciente publicación de los detalles de la subasta del Mibgas sitio web. «La subasta abierta está dirigida a empresas interesadas en adquirir hidrógeno renovable, tanto a nivel nacional como internacional, sin restricciones sobre el tipo de aplicación del hidrógeno», dijeron los socios en una nota enviada por correo electrónico. Describieron el proceso de subasta, comenzando con una fase de precalificación y una etapa de calificación. En la fase final, competitiva, las empresas calificadas presentarán ofertas. Se seleccionarán las mejores ofertas y esas empresas negociarán acuerdos bilaterales con DH2 Energy, que potencialmente conducirán a contratos.

Empresas marítimas monegascas cero emisiones (CMMZE) ha revelado planes para desarrollar plantas de producción de hidrógeno verde en los Emiratos Árabes Unidos, Marruecos y Túnez, con el objetivo de alcanzar una producción anual de 180.000 toneladas. Para lograrlo, CMMZE dicho Necesitará 1,2 millones de MWh de electricidad renovable. La construcción comenzará a principios de 2025 y la primera fase de producción se espera para finales de 2027. El fundador de CMMZE, Aldo Labia. Agrega que la compañía está ahora en conversaciones con empresas europeas para acuerdos de compra a largo plazo.

aire liquido y Limak Cement Group han probado combustible mezclado con hidrógeno en la planta de Limak en Ankara, Türkiye. La prueba, realizada en junio en las instalaciones de Polatlı Anka, introdujo con éxito hidrógeno en el precalcinador, logrando una sustitución térmica del 50% con combustibles alternativos. Según Limak Cement, se trata del primer uso mundial de hidrógeno con bajas emisiones de carbono y combustibles alternativos en el precalcinador.

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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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La startup finlandesa Polar Night Energy está construyendo un sistema de almacenamiento de energía térmica a escala industrial en el sur de Finlandia. El sistema de almacenamiento a base de arena de 100 horas utilizará esteatita triturada, un subproducto de un fabricante de chimeneas, como medio de almacenamiento.

La batería de arena tendrá unos 13 metros de alto y 15 metros de ancho.

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La batería de arena tendrá unos 13 metros de alto y 15 metros de ancho.

Imagen: Energía de la noche polar

Delaware Noticias ESS

startup finlandesa Energía de la noche polar ha anunciado que la construcción avanza según lo previsto en su sistema de almacenamiento de energía térmica a base de arena en el municipio de Pornainen, en el sur de Finlandia. El sistema de 1 MW suministrará energía térmica a la red de calefacción urbana de Loviisan Lämpö.

Una vez en funcionamiento, será capaz de almacenar hasta 100 MWh de energía térmica, una capacidad equivalente a casi un mes de demanda de calefacción en verano y una semana de demanda en Pornainen en invierno. Polar Night Energy dijo que su batería de arena funciona como un depósito de alta potencia y gran capacidad para el exceso de energía eólica y solar, almacenando energía en arena en forma de calor.

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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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La Unión Europea seguirá impulsando proyectos de hidrógeno, centrándose en el diseño de infraestructuras y apoyando la producción con equipos europeos, según Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea.

La Unión Europea «Continuarán sus iniciativas de hidrógeno, colaborando con los compradores para diseñar infraestructura y apoyando la producción utilizando equipos de fabricación europea», según Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea. ella también dicho Se espera que la inversión en hidrógeno europeo aumente un 140% en 2024, y que Europa contribuya con casi un tercio de las inversiones mundiales en electrolizadores. La Comisión Europea también planea celebrar su segunda subasta de hidrógeno, ofreciendo 1.200 millones de euros (1.290 millones de dólares) en financiación, y el nuevo órgano ejecutivo presentará el Acuerdo Industrial Limpio en sus primeros 100 días.

Universidad de Ciencias Aplicadas Weihenstephan-Triesdorf dijo que la confianza en los gerentes de proyectos, la percepción de riesgo/beneficio y la experiencia con el hidrógeno verde afectan significativamente la aceptación de las plantas de hidrógeno verde. Su nuevo estudiarpublicado en Reseñas de energías renovables y sosteniblesmuestra que la información influye positivamente en la aceptación, mientras que la consulta tiene el efecto contrario. Los autores dijeron que los ciudadanos no se oponen a la producción de hidrógeno y prefieren la información a la participación, y recomiendan que los tomadores de decisiones creen pautas para mantener la confianza pública.

BASF Environmental Catalyst and Metal Solutions (ECMS) ha abierto un nuevo laboratorio en Hannover, Alemania, para investigar catalizadores que contienen metales del grupo del platino (PGM) para ánodos y cátodos. El laboratorio se centrará en el desarrollo de membranas recubiertas de catalizador (CCM) para la electrólisis del agua, con el objetivo particular de crear catalizadores con bajo contenido de iridio. Esta investigación busca reducir el uso de iridio en electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM), abordando tanto su escasez como su costo, manteniendo al mismo tiempo la eficiencia y durabilidad del electrolizador para hacer que la producción de hidrógeno verde sea más viable económicamente. . dicho BASF.

desfaseel operador de la red de gas griega, se ha asociado con cinco operadores de transmisión de Bulgaria, la República Checa, Hungría, Rumania y Eslovenia para desarrollar una red de transmisión de hidrógeno que se extiende desde Grecia hasta Alemania, según informes de los medios griegos.

El Centro Regional de Hidrógeno Limpio de los Apalaches (Arco2) ha abordado las preocupaciones de los miembros de la comunidad en Virginia Occidental, Ohio y Pensilvania. Arch2 expresó su esperanza de que los oponentes permanezcan abiertos a la colaboración para abordar las necesidades locales y trabajar por un futuro próspero para Appalachia.

Soluciones UL ha certificado el generador industrial de hidrógeno de Ohmium International, el primero de su tipo. La certificación siguió a una evaluación del módulo y los sistemas del electrolizador de membrana de intercambio de protones de Ohmium (modelos LCC, LWC, LHC, LPC, LTC y UIB) según UL 2264A, un estándar que establece requisitos para evaluar la seguridad de los generadores de hidrógeno por electrólisis de agua.

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Australian Vanadium Limited (AVL) ha trasladado un proyecto de batería de flujo de vanadio (VFB) a la fase de diseño con el objetivo de desarrollar un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) modular, escalable, llave en mano ya escala de servicios públicos.

Imagen: Australian Vanadium Limited

Delaware Noticias ESS

La filial VSUN Energy de AVL, con sede en Perth, ha comenzado la fase de diseño de un BESS de flujo de vanadio llamado Proyecto Lumina, que es competitivo en costos y crea un mercado para la producción de óxido de vanadio de AVL.

En esta segunda fase del proyecto, VSUN desarrollará un diseño detallado y listo para la construcción horas y una estrategia de entrega para VFB BESS modular, comercial, “llave en mano” y de escala comercial de 100 MW con duraciones de cuatro y ocho.

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