Un nuevo capítulo: BIKenergy GmbH

Después de varios años trabajando en distintas fases de proyectos de energías renovables a gran escala, me hace mucha ilusión compartir un nuevo paso:

La idea detrás de BIKenergy es sencilla: reunir bajo un mismo techo experiencia práctica en ingeniería, construcción y ejecución de proyectos, con un fuerte enfoque en el mercado alemán.

Apoyamos a desarrolladores, contratistas EPC, inversores y propietarios de activos en proyectos utility-scale de Solar PV y sistemas de almacenamiento con baterías mediante cuatro servicios principales:

• Servicios de Ingeniería: Desde el diseño conceptual hasta la documentación as-built, incluyendo diseño eléctrico, layouts, cálculos, documentación específica del proyecto y coordinación de la conexión a red.

• Servicios de Construcción: Trabajos civiles, mecánicos y eléctricos AC/DC, junto con apoyo en pruebas, puesta en marcha y entrega.

• Site Management: HSE, control de calidad, coordinación de subcontratistas, seguimiento del avance y supervisión en obra para mantener los proyectos seguros, eficientes y dentro de plazo.

• Project Management: Gestión de alcance, planificación, costes, riesgos, compras y stakeholders desde la fase de desarrollo hasta la construcción y la entrega final.

Nuestro objetivo no es convertirnos en otro desarrollador de proyectos ni en un EPC que compita por los activos. Queremos ser el partner técnico y de ejecución de confianza que ayude a que los proyectos avancen de forma fiable en Alemania.

Puedes echar un vistazo a la nueva web aquí: BIKenergy

¿Estás buscando actualmente un partner fiable para tu proyecto Solar PV o BESS en Alemania?

Si es así, podemos tener una breve llamada y ver en qué puede ayudarte BIKenergy.

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Ahora sí vamos de vuelta con la Solarletter.

Si no os lo queréis perder, os dejo un link aquí:

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

La huella del eclipse solar en la fotovoltaica española

El pasado 12 de agosto, el eclipse solar también se dejó notar en el sistema eléctrico español. Más allá de la curiosidad astronómica, este tipo de eventos permiten observar de forma muy visual hasta qué punto la fotovoltaica ya tiene un peso relevante en la generación eléctrica.

Red Eléctrica Española (REE) ya había preparado el sistema para este escenario. Días antes del eclipse, el operador estimaba una reducción máxima de unos 5 GW de generación solar en la Península, equivalente aproximadamente al 13% de la demanda máxima de un miércoles típico de agosto. El impacto previsto fue limitado porque el eclipse coincidía con una franja horaria en la que la fotovoltaica empieza normalmente a reducir su producción y, además, no coincidía con la punta de demanda.

Aun así, Red Eléctrica aumentó las reservas y los márgenes de seguridad, reforzó la monitorización del sistema y coordinó la operación con los centros de control nacionales y con otros TSO europeos. Basta con echar un vistazo a las curvas del sistema eléctrico para comprobar cómo se prepararon.

El gráfico anterior muestra la programación de la demanda eléctrica. En él se aprecia una diferencia muy clara durante las horas solares entre la curva “programada” (curva roja) y la “programada total” (curva naranja). Esa separación corresponde a la generación del autoconsumo, que no necesita programarse porque se produce y consume localmente. Sin embargo, esa diferencia desaparece en los minutos previos al eclipse.

En horas solares esa diferencia podría rondar aproximadamente una octava parte de la electricidad que está aportando la fotovoltaica en ese instante. Es un buen recordatorio de que, cuando analizamos el comportamiento del sistema, no toda la generación fotovoltaica pasa necesariamente por los mercados o por la programación convencional.

Si comparamos además las curvas de generación fotovoltaica del 11 de agosto y del 12 de agosto, el efecto del eclipse resulta todavía más evidente. En las capturas tomadas a las 20:30, la fotovoltaica pasaba de 5.284 MW el día 11 a solo 593 MW el día 12. Es decir, una generación casi nueve veces menor. La forma de la curva también deja entrever esa anomalía, con una producción que cae antes de lo previsto.

Eso sí, conviene recordar que los datos mostrados en estas gráficas están en intervalos de 5 minutos. Sería todavía más interesante disponer de la resolución minuto a minuto, para ver con más detalle cómo evolucionó realmente la caída de potencia. También sería interesante observar cómo reaccionaron los MPPT de los inversores.

Este tipo de eventos sirven como experimento para entender mejor el comportamiento dinámico de la fotovoltaica dentro del sistema eléctrico.

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Alemania vuelve a batir su récord de almacenamiento con baterías

Hoy nos acemos eco de la noticia compartida por cleanthinking y del nuevo récord que bate Münch Energie. Estos han puesto en marcha cerca de Merseburg, en Sajonia-Anhalt, el que según la propia compañía es actualmente el mayor sistema de almacenamiento con baterías en operación en Alemania.

El proyecto está formado por cinco instalaciones que suman 250 MW de potencia y unos 500 MWh de capacidad, aunque está previsto ampliarlo hasta los 800 MWh antes de finalizar 2026. Con ello, su duración pasaría de unas dos horas a aproximadamente 3,2 horas a plena potencia.

Uno de los datos que más llama la atención es el tiempo de construcción: apenas seis meses. El proyecto ha sido financiado íntegramente de forma privada y sin ayudas públicas.

En la Solarletter #26 ya comentamos que Alemania acababa de poner en marcha en Bollingstedt la que entonces era su mayor batería, con 239 MWh de capacidad. Ya entonces apuntábamos que ese récord probablemente duraría poco. Apenas un año después, Merseburg prácticamente duplica esa cifra. Una buena muestra de la velocidad a la que está creciendo el mercado BESS alemán.

El ejemplo sirve también para entender el papel que empiezan a jugar las baterías en el sistema alemán. El propio artículo recuerda lo ocurrido el 5 de agosto: al mediodía, con abundante producción eólica y solar, el precio eléctrico cayó hasta -0,04 €/MWh, mientras que a las 21:00 alcanzó los 203,74 €/MWh.

Precisamente en esa diferencia de precios durante el mismo día es donde está una de las grandes oportunidades del almacenamiento: absorber energía en las horas de exceso de generación renovable y desplazarla hacia las horas de mayor demanda y precio.

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Sungrow suministra los inversores para el mayor proyecto fotovoltaico de Europa

De récords va la cosa en esta edición. Si en la noticia anterior hablábamos del mayor sistema de almacenamiento en operación de Alemania, ahora nos vamos a Polonia, donde Goldbeck Solar firmó en marzo el contrato para construir el que será, según la compañía, el mayor proyecto fotovoltaico de Europa, con una potencia instalada de 722 MWp. El complejo estará situado en Pomerania Occidental y estará formado por tres plantas: Sidłowo, con 290 MWp; Kikowo, con 235 MWp; y Dobrowo, con 197 MWp.

Además, será la primera gran instalación fotovoltaica de Polonia conectada directamente a la red de transporte de 400 kV de PSE.

Goldbeck asume todo el alcance EPC del proyecto: ingeniería, compra de equipos y construcción de las tres plantas, las subestaciones de alta y media tensión, las rutas de cableado de alta tensión y toda la infraestructura necesaria para la conexión a red, incluida la subestación intermedia de 400/110 kV. Hasta ahora, el mayor parque fotovoltaico de Europa era Witznitz, al sur de Leipzig, con 650 MW, por lo que el nuevo complejo polaco elevará un poco más el listón.

Para los inversores tal y como comentan el Solarserver, Goldbeck ha seleccionado a Sungrow, que suministrará sus soluciones modulares 1+X junto con estaciones de media tensión SG6600UD-MV y SG8800UD-MV. Además, ambas compañías han firmado un acuerdo marco independiente para el suministro de 1 GWh de sistemas de almacenamiento con baterías.

Polonia, históricamente muy ligada al carbón, sigue acelerando así su transición energética y empieza también a hacerse un hueco entre los grandes mercados fotovoltaicos europeos.

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Los precios de los módulos pisan el freno

En la Solarletter #34 ya comentamos cómo, después de años de caídas, los precios de los módulos fotovoltaicos habían vuelto a subir de forma sostenida durante los primeros meses de 2026. El último Price Index de pvXchange, correspondiente a julio, muestra ahora que esa tendencia empieza a estabilizarse. Los precios se han mantenido prácticamente planos en la mayoría de categorías y, en el caso de los módulos High Efficiency, incluso han retrocedido un 3,3% respecto a junio.

Eso sí, si ampliamos la perspectiva hasta comienzos de año, el cambio sigue siendo considerable. Desde enero, los módulos High Efficiency acumulan una subida del 26,1%, los Full Black del 23,1%, los Mainstream del 28,6% y los Low Cost nada menos que del 36,4%.

Según Martin Schachinger, fundador de pvXchange, la disponibilidad de módulos ha vuelto a mejorar en prácticamente todas las categorías y no se esperan nuevas subidas importantes este año para los módulos TOPCon. De hecho, sus precios ya muestran cierta tendencia a la baja. La excepción podrían ser los módulos de Back Contact, donde la fuerte demanda y una oferta todavía limitada están manteniendo los precios más firmes.

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El consejillo de la edición

En los proyectos fotovoltaicos ground-mounted, antes de empezar a hincar miles de perfiles en el terreno conviene comprobar una cosa bastante básica: que el suelo realmente los va a sujetar como esperamos. Para eso se realizan los llamados pull-out tests, unos ensayos de campo que permiten comprobar cómo responde el terreno frente a las cargas que deberán soportar más tarde las hincas de la estructura.

El procedimiento consiste normalmente en instalar varios perfiles de prueba con la misma sección y método de hincado previstos para el proyecto y someterlos después a diferentes cargas. La más conocida es la carga vertical de extracción, tirando del perfil hacia arriba hasta un determinado valor o hasta alcanzar un desplazamiento límite. En función del diseño también pueden realizarse ensayos de compresión y carga lateral, ya que durante la vida útil de la planta las estructuras estarán sometidas principalmente a las acciones del viento y, en algunos casos, de la nieve.

Estos ensayos sirven para validar las hipótesis del estudio geotécnico y, sobre todo, para definir parámetros tan importantes como la profundidad de hincado, el tipo de perfil o incluso la solución de cimentación. Además, permiten detectar zonas problemáticas con roca, terrenos muy blandos o estratos con comportamientos diferentes antes de comenzar la instalación masiva.

Y aquí está la parte importante: un pull-out test no consiste simplemente en comprobar si “el poste sale o no sale”. Lo interesante es registrar la relación entre carga y desplazamiento y comprobar que la estructura cumple los criterios definidos por el ingeniero que ha realizado el cálculo estático.

Durante la construcción de la obra, permite hacer controles aleatorios o incluso verificar aquellas hincas problemáticas que hayan podido dar con una roca.

Un ensayo relativamente sencillo que puede evitar muchos sustos y problemas que puedan acabar afectando negativamente al coste y cronográma del proyecto.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

Si te ha gustado, ayúdame a darle un segundo empujón compartiéndolo en tus redes sociales, con tus amigos o compañeros de trabajo. Y si no te ha gustado, te pido disculpas, pero no se aceptan devoluciones.

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Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

A new chapter: BIKenergy GmbH

After several years working across different stages of utility-scale renewable energy projects, I’m very happy to share a new step:

The idea behind BIKenergy is simple: bring together practical experience from engineering, construction and project delivery under one roof, with a strong focus on the German market.

We support developers, EPC contractors, investors and asset owners in utility-scale Solar PV and Battery Energy Storage projects with four core services:

• Engineering Services: From concept design to as-built documentation, including electrical design, layouts, calculations, project-specific documentation and grid connection coordination.

• Construction Services: Civil, mechanical and AC/DC electrical works, together with testing, commissioning and handover support.

• Site Management: HSE, quality control, subcontractor coordination, progress monitoring and on-site supervision to keep projects safe, efficient and on schedule.

• Project Management: Scope, schedule, cost, risk, procurement and stakeholder management from development through construction and final handover.

Our goal is not to become another project developer or EPC competing for assets. We want to be the trusted technical and execution partner that helps projects move forward reliably in Germany.

You can take a look at the new website here: BIKenergy

Are you currently looking for a reliable partner for your Solar PV or BESS project in Germany?

If yes, let’s have a short call and see where BIKenergy could support your project.

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Now yes, let us go back to the Solarletter.

If you do not want to miss future editions, I leave a link here:

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

The Impact of the Solar Eclipse on Spanish Photovoltaics

On 12 August, the solar eclipse also made its presence felt in the Spanish electricity system. Beyond the astronomical curiosity, events like this provide a very visual demonstration of just how significant photovoltaics have become in electricity generation.

Red Eléctrica de España (REE) had already prepared the system for this scenario. In the days leading up to the eclipse, the system operator estimated a maximum reduction of around 5 GW in solar generation on the Spanish mainland, equivalent to approximately 13% of the peak demand of a typical Wednesday in August. The expected impact was limited because the eclipse coincided with a period when photovoltaic generation normally begins to decline and, moreover, did not coincide with peak electricity demand.

Nevertheless, Red Eléctrica increased reserves and security margins, reinforced system monitoring, and coordinated operations with national control centres and other European TSOs. A quick look at the electricity system curves is enough to see how the system was prepared.

The chart above shows the scheduled electricity demand. During solar hours, there is a very clear difference between the “scheduled“ curve (red) and the “total scheduled“ curve (orange). This gap corresponds to self-consumption generation, which does not need to be scheduled because it is generated and consumed locally. However, this difference disappears in the minutes leading up to the eclipse.

During solar hours, this difference could represent approximately one eighth of the electricity being supplied by photovoltaics at that moment. It is a good reminder that, when analysing the behaviour of the electricity system, not all photovoltaic generation necessarily passes through the markets or conventional scheduling mechanisms.

If we also compare the photovoltaic generation curves for 11 August and 12 August, the effect of the eclipse becomes even more evident. In the screenshots taken at 20:30, photovoltaic generation fell from 5,284 MW on 11 August to just 593 MW on 12 August. In other words, generation was almost nine times lower. The shape of the curve also reveals the anomaly, with production falling earlier than expected.

However, it is worth remembering that the data shown in these charts are provided in 5-minute intervals. It would be even more interesting to have minute-by-minute data to analyse in greater detail how the power reduction actually developed. It would also be interesting to observe how the inverter MPPTs reacted.

Events like this provide a real-world experiment for better understanding the dynamic behaviour of photovoltaics within the electricity system.

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Germany Breaks Its Battery Storage Record Once Again

Today we highlight a story shared by cleanthinking and a new record achieved by Münch Energie. Near Merseburg, in Saxony-Anhalt, the company has commissioned what it describes as the largest battery storage system currently in operation in Germany.

The project consists of five installations with a combined output of 250 MW and around 500 MWh of storage capacity, although an expansion to 800 MWh is planned before the end of 2026. This would increase the duration from around two hours to approximately 3.2 hours at full power.

One of the most striking figures is the construction time: just six months. The project was financed entirely through private capital and without public subsidies.

In Solarletter #26, we already discussed how Germany had commissioned what was then its largest battery system in Bollingstedt, with 239 MWh of capacity. At the time, we already suggested that the record would probably not last long. Barely a year later, Merseburg has almost doubled that figure. It is a good example of how quickly the German BESS market is growing.

The project also helps illustrate the role that batteries are beginning to play in the German electricity system. The article itself recalls what happened on 5 August: at midday, with abundant wind and solar generation, the electricity price fell to -€0.04/MWh, while at 21:00 it reached €203.74/MWh.

It is precisely this difference in prices within the same day that creates one of the major opportunities for storage: absorbing energy during periods of excess renewable generation and shifting it to hours of higher demand and higher prices.

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Sungrow Supplies Inverters for Europe’s Largest Photovoltaic Project

This edition seems to be all about records. If the previous story covered Germany’s largest battery storage system currently in operation, we now move to Poland, where Goldbeck Solar signed a contract in March to build what the company describes as Europe’s largest photovoltaic project, with an installed capacity of 722 MWp. The complex will be located in Western Pomerania and will consist of three plants: Sidłowo, with 290 MWp; Kikowo, with 235 MWp; and Dobrowo, with 197 MWp.

Furthermore, it will be the first large-scale photovoltaic installation in Poland to be connected directly to PSE’s 400 kV transmission grid.

Goldbeck is responsible for the entire EPC scope of the project, including engineering, equipment procurement, and construction of the three plants, the high- and medium-voltage substations, the high-voltage cable routes, and all infrastructure required for grid connection, including the 400/110 kV intermediate substation. Until now, Europe’s largest photovoltaic park was Witznitz, south of Leipzig, with 650 MW, so the new Polish complex will raise the bar even further.

For the inverters, as reported by Solarserver, Goldbeck has selected Sungrow, which will supply its modular 1+X solutions, together with SG6600UD-MV and SG8800UD-MV medium-voltage stations. In addition, the two companies have signed a separate framework agreement for the supply of 1 GWh of battery energy storage systems.

Poland, historically heavily dependent on coal, is therefore continuing to accelerate its energy transition and is also beginning to establish itself among Europe’s major photovoltaic markets.

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Module Prices Hit the Brakes

In Solarletter #34, we already discussed how, after years of declines, photovoltaic module prices had begun to rise steadily again during the first months of 2026. The latest pvXchange Price Index, corresponding to July, now shows that this trend is starting to stabilise. Prices remained practically flat across most categories and, in the case of High Efficiency modules, they even fell by 3.3% compared to June.

However, if we broaden the perspective back to the beginning of the year, the change is still significant. Since January, High Efficiency modules have accumulated a 26.1% increase, Full Black modules 23.1%, Mainstream modules 28.6%, and Low Cost modules no less than 36.4%.

According to Martin Schachinger, founder of pvXchange, module availability has improved again across practically all categories and no further major price increases are expected this year for TOPCon modules. In fact, their prices are already showing a slight downward trend. The exception may be Back Contact modules, where strong demand and still-limited supply are keeping prices firmer.

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Edition´s microtip

In ground-mounted photovoltaic projects, before driving thousands of ramming piles into the ground, it is worth checking something quite basic: whether the soil will actually hold them as expected. This is where so-called pull-out tests come into play. These field tests make it possible to assess how the ground responds to the loads that the driven profiles of the mounting structure will later have to withstand.

The procedure normally consists of installing several test profiles with the same section and driving method planned for the project and then subjecting them to different loads. The best-known test is the vertical pull-out load, in which the profile is pulled upwards until a specified load is reached or until a displacement limit is exceeded. Depending on the design, compression and lateral load tests may also be carried out, since during the lifetime of the plant the structures will mainly be subjected to wind loads and, in some cases, snow loads.

These tests are used to validate the assumptions of the geotechnical study and, above all, to define important parameters such as the driving depth, the profile type, or even the foundation solution. They also help identify problematic areas with rock, very soft soils, or layers with different behaviour before mass installation begins.

And here is the important part: a pull-out test is not simply about checking whether the post “comes out or not”. What matters is recording the relationship between load and displacement and verifying that the structure complies with the criteria defined by the engineer responsible for the structural calculations.

During construction, the tests can also be used for random quality checks or to verify problematic driven profiles that may have encountered rock.

It is a relatively simple test that can prevent many unpleasant surprises and problems that could negatively affect the project cost and schedule.

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

If you liked it, help me give it a boost by sharing it on your social media, with your friends, or coworkers. And if you did not like it, I apologize, but returns are not accepted.

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Sunny Regards!

La Solarletter #34 vuelve después de una pequeña pausa por vacaciones, pero regresa cargada de novedades.

La primera es que ya estamos preparando la segunda parte de la entrevista que realizamos con Jan Schuka, Project Manager de Pfalzwerke y responsable del repowering del parque fotovoltaico de Neustadt. Un proyecto especialmente interesante que ha permitido ampliar la potencia de la instalación desde los 2 MWp originales hasta los 4,5 MWp. Os dejo por aquí el link a Solarletter #30; la primera parte de la entrevista para quienes todavía no la hayáis leído.

La segunda novedad, y probablemente la que más ilusión me hace, es que he decidido dar el paso y lanzarme al mundo del emprendimiento. Estamos trabajando en la puesta en marcha de la que queremos que sea vuestra empresa de confianza para la construcción de proyectos fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento con baterías en Alemania.

Nuestro objetivo es acompañar a los clientes durante las distintas fases del proyecto, ofreciendo servicios de ingeniería eléctrica, construcción, Project Management y Site Management. Un nuevo reto profesional que comienza con mucha ilusión, miedo, ganas de trabajar y la ambición de aportar experiencia, cercanía y soluciones fiables al mercado alemán. En la siguiente edición, os cuento un poco más.

Si no os lo queréis perder, os dejo un link aquí:

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

Europa podría añadir 25 GW renovables aprovechando las conexiones de las centrales hidroeléctricas

Europa tiene un problema cada vez más evidente: quiere instalar cada vez más energía renovable, pero en la mayoría de los casos se antepone un problema: el punto de conexión.

Según un nuevo informe de Ember, existe una alternativa que permitiría ganar tiempo mientras avanzan las ampliaciones de red: aprovechar las conexiones ya disponibles en las centrales hidroeléctricas para instalar nueva generación renovable detrás del mismo punto de conexión.

El estudio analiza siete de los principales mercados hidroeléctricos de la Unión Europea. Austria, Bulgaria, Francia, Italia, Portugal, Rumanía y España, que reúnen 93 GW de los 131 GW hidroeléctricos existentes en el bloque. Ember estima que estos países podrían incorporar alrededor de 25 GW adicionales de eólica y fotovoltaica sin aumentar la capacidad de evacuación ni alterar significativamente el funcionamiento habitual de las centrales hidroeléctricas. Esto permitiría integrar aproximadamente el 18% de los 138 GW renovables que estos mercados esperan añadir entre 2026 y 2030.

¿Dónde está el truco? En realidad, no hay ninguno.

Muchas centrales hidroeléctricas utilizan su conexión a red solo durante determinadas horas, especialmente durante los picos de demanda de la mañana y la tarde. Analizando el factor de capacidad de las instalaciones con embalse o bombeo se observa, que de media, estas operan al 19% del tiempo de su capacidad máxima.

Con simplemente añadir fotovoltaica, la utilización conjunta de la conexión podría elevarse hasta el 31%, mientras que con eólica alcanzaría el 36%. En determinados emplazamientos de España y Francia, donde la conexión apenas se utiliza un 7% del año, la hibridación permitiría superar el 25%, triplicando el aprovechamiento de la misma infraestructura.

La combinación con fotovoltaica resulta especialmente interesante porque sus perfiles de producción son complementarios. Mientras la hidráulica suele concentrarse en las primeras y últimas horas del día, la solar genera principalmente durante las horas centrales. En instalaciones de bombeo, incluso sería posible sobredimensionar la planta fotovoltaica y utilizar los excedentes para bombear agua cuando se alcance el límite de evacuación, evitando así parte del curtailment.

El potencial, sin embargo, no es idéntico en todos los países. La hibridación podría cubrir hasta el 77% de la nueva capacidad renovable prevista en Austria, pero únicamente alrededor del 7% en Bulgaria. Ember ha excluido del cálculo las centrales próximas a espacios protegidos, por lo que solo el 28% de la potencia hidroeléctrica analizada se consideró finalmente apta para incorporar nuevas instalaciones.

España y Portugal parten con cierta ventaja regulatoria. Son los únicos países del estudio que cuentan con marcos específicos para facilitar proyectos híbridos. Solarletter #19.

El informe no plantea la hibridación como un sustituto de las inversiones en red, sino como una solución inmediata para utilizar mejor lo que ya existe. En un momento en el que Europa afronta un déficit de al menos 120 GW entre la capacidad disponible en las redes y el crecimiento renovable previsto hasta 2030, compartir conexiones puede evitar que nuevos proyectos se queden atrapados durante años en las colas de acceso.

Como ya hemos comentado en otras ediciones de la Solarletter, el siguiente gran reto de la transición energética no consiste únicamente en instalar más megavatios, sino en encontrar la forma de integrarlos. Y, en ocasiones, parte de la solución puede estar en aprovechar mejor las infraestructuras ya existentes.

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Europa limita los inversores chinos en los proyectos financiados con fondos públicos

La Comisión Europea ha decidido excluir los inversores fotovoltaicos y los sistemas de conversión de potencia para baterías procedentes de China y de otros países considerados de alto riesgo en los proyectos de energía limpia financiados con fondos europeos.

Según Wood Mackenzie, esta medida podría afectar aproximadamente al 14% de la demanda fotovoltaica prevista en Europa entre 2026 y 2030, lo que equivale a más de 28 GWdc de inversores. En el caso del almacenamiento, alrededor del 12% de los despliegues previstos durante ese mismo periodo también podría verse afectado, especialmente los proyectos Utility-Scale.

La decisión busca reducir la elevada dependencia europea de los fabricantes chinos, que en 2025 concentraron más del 80% de los envíos de inversores al mercado europeo. Los países más expuestos serán principalmente los de Europa Central y del Este, como Rumanía, Bulgaria, Chequia, los países bálticos y Grecia, donde una mayor parte de los proyectos depende de financiación comunitaria. La Comisión también ha pedido a los Estados miembros que apliquen restricciones similares a los proyectos financiados con presupuestos nacionales, lo que ampliaría considerablemente el alcance de la medida.

Aunque los inversores fabricados en Europa son sensiblemente más caros, Wood Mackenzie estima que el aumento sobre el coste total del proyecto se situaría entre el 2% y el 8%, dependiendo del segmento. Sin embargo, el precio no será el único reto: también podrían aparecer problemas de suministro, modificaciones de diseño y la necesidad de separar sistemas de baterías e inversores que hasta ahora se compraban como soluciones integradas.

Por el momento, cerca del 80% de la demanda europea seguirá fuera de estas restricciones, pero una futura revisión de la Ley de Ciberseguridad de la UE podría extenderlas a todos los inversores y PCS, independientemente de cómo se financie el proyecto.

Desde mi punto de vista, es una decisión acertada. Si estos proyectos van a financiarse con los impuestos de todos, tiene sentido aprovechar esa inversión para dar una oportunidad a los fabricantes europeos, reforzar la cadena de valor local y evitar que Europa siga perdiendo conocimiento tecnológico y capacidad industrial.

Europa no es la única que está endureciendo su postura. Poco después, la Federal Communications Commission’s (FCC) de Estados Unidos incluyó los inversores fabricados en el extranjero en su lista de equipos considerados un riesgo para la seguridad nacional. A diferencia de la medida europea, centrada en China y otros países de alto riesgo y limitada inicialmente a proyectos financiados con fondos comunitarios, la decisión estadounidense afecta a cualquier inversor producido fuera del país, independientemente de la nacionalidad del fabricante.

Ambas medidas reflejan una misma tendencia:

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Paiporta: la fotovoltaica flotante da el salto al mar

La fotovoltaica parece querer seguir a la eólica offshore. En Solarletter #25 ya hablamos de cómo la fotovoltaica se empezaba a echar al mar y de su potencial para aprovechar superficies de agua sin ocupar nuevos terrenos. El proyecto Paiporta de BlueNewables pretende demostrar que la fotovoltaica también puede encontrar su lugar en puertos y zonas costeras.

BlueNewables ha compartido en LinkedIn un vídeo de la primera gran plataforma offshore fotovoltaica del proyecto RENMARINAS en el Puerto de Valencia. El hito supone el paso de un concepto tecnológico a una instalación real en el mar, después de varios años de desarrollo, ingeniería y coordinación de un proyecto especialmente complejo.

La compañía se ha encargado de integrar prácticamente toda la cadena del proyecto: ingeniería conceptual, básica y de detalle, aprovisionamiento y certificación, fabricación, logística, transporte marítimo, fondeo, remolque e instalación offshore. La plataforma sirve como demostrador de una solución fotovoltaica flotante pensada para entornos marinos.

Este tipo de instalaciones abre nuevas posibilidades para producir electricidad renovable en puertos industriales, zonas costeras o islas donde la disponibilidad de terreno es limitada. Además, el proyecto continuará con una segunda plataforma, denominada Catarroja, que representará el próximo gran paso del programa.

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La industria fotovoltaica china continúa atrapada en los números rojos

Los bajos precios de los módulos estos últimos años han sido una gran noticia para promotores y EPCistas, pero no tanto para quienes los fabrican. Según los resultados recopilados por Carrie Xiao en PV Tech, los principales fabricantes de módulos chinos continúan sufriendo las consecuencias de la sobrecapacidad y del desequilibrio entre oferta y demanda.

Hasta mediados de julio, 25 compañías cotizadas habían publicado sus previsiones para el primer semestre de 2026, con pérdidas repartidas por toda la cadena de valor: polisilicio, obleas, células, módulos y vidrio solar.

Entre las compañías más afectadas se encuentran Tongwei, LONGi y JA Solar. Solo estas tres empresas podrían acumular conjuntamente unas pérdidas superiores a los 10.000 millones de Yuanes, aproximadamente 1.200 millones de euros. Además de los bajos precios, los fabricantes se enfrentan a una menor demanda interna, barreras comerciales, costes asociados a la retirada de las devoluciones fiscales a la exportación (Solarletter #32) y retrasos en proyectos internacionales.

Sin embargo, no todas las empresas evolucionan de la misma manera. Trina Solar ha reducido sus pérdidas entre un 88% y un 94% respecto al año anterior y podría haber alcanzado el equilibrio durante el segundo trimestre.

Como ya hemos comentado en anteriores ediciones de la Solarletter, una industria no puede sobrevivir indefinidamente vendiendo por debajo de sus costes. Los precios extremadamente bajos han acelerado el despliegue fotovoltaico mundial, pero también están provocando una profunda reestructuración del sector.

El resultado probablemente será la desaparición de capacidad, dando lugar a una mayor consolidación empresarial.

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El consejillo de la edición

Después de hablar en la edición anterior de las marcas de pintura sobre los tornillos, hoy toca fijarse en otro detalle que suele pasar desapercibido: esos números como 5.8, 8.8 o 10.9 que aparecen grabados en la cabeza. No indican el tamaño ni el par de apriete, sino la clase de resistencia mecánica del tornillo.

Estas clases de resistencia están reguladas por la norma ISO 898-1.

• El primer número, multiplicado por 100, indica aproximadamente su resistencia mínima a la tracción. Por ejemplo, un tornillo 8.8 tiene una resistencia mínima de 800 N/mm².

• El segundo número expresa la relación entre el límite elástico y la resistencia a la tracción. En este caso, 8 × 0,8 nos da un límite elástico de aproximadamente 640 N/mm². En un tornillo 5.8, estos valores serían 500 N/mm² y 400 N/mm², respectivamente.

Dicho de una forma más sencilla: cuanto mayor es la clase, mayor esfuerzo puede soportar el tornillo antes de deformarse permanentemente o romperse. Pero eso no significa que podamos sustituir alegremente un 5.8 por un 8.8 o aplicar más par de apriete porque el número sea mayor. La tornillería, la tuerca, las arandelas, la rosca y la pieza que estamos uniendo deben estar diseñadas para trabajar juntas.

En instalaciones fotovoltaicas es importante comprobar siempre la clase indicada por el fabricante de la estructura en su manual de instalación. Dos tornillos con el mismo diámetro y aparentemente idénticos pueden tener comportamientos mecánicos muy diferentes.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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Solarletter #34 is back after a short summer break, and it returns with plenty of exciting news.

The first update is that we are already preparing the second part of the interview we conducted with Jan Schuka, Project Manager at Pfalzwerke and the person responsible for the repowering of the Neustadt photovoltaic plant. It is a particularly interesting project that has increased the installed capacity from the original 2 MWp to 4.5 MWp. I leave you the link to Solarletter #30, which contains the first part of the interview for those of you who have not read it yet.

The second piece of news, and probably the one that excites me the most, is that I have decided to take the leap into entrepreneurship. We are currently working on launching what we hope will become your trusted partner for the construction of photovoltaic and battery energy storage projects in Germany.

Our goal is to support our clients throughout the different phases of their projects by offering electrical engineering, construction, project management, and site management services. It is a new professional challenge that begins with great enthusiasm, a healthy dose of uncertainty, plenty of motivation, and the ambition to bring experience, close collaboration, and reliable solutions to the German market.

I will tell you more about it in the next edition.

If you do not want to miss future editions, I leave a link here:

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

Europe Could Add 25 GW of Renewables by Leveraging Existing Hydropower Grid Connections

Europe is facing an increasingly evident challenge: it wants to deploy ever more renewable energy, but in many cases one obstacle stands in the way—the grid connection point.

According to a new report by Ember, there is an alternative that could buy valuable time while grid expansions move forward: using the existing grid connections of hydropower plants to connect new renewable generation behind the same connection point.

The study analyses seven of the European Union’s largest hydropower markets—Austria, Bulgaria, France, Italy, Portugal, Romania, and Spain—which together account for 93 GW of the 131 GW of hydropower capacity installed across the bloc. Ember estimates that these countries could add around 25 GW of additional wind and solar capacity without increasing export capacity or significantly altering the normal operation of hydropower plants. This would make it possible to integrate approximately 18% of the 138 GW of renewable capacity that these markets are expected to add between 2026 and 2030.

So, what is the catch? In reality, there is none.

Many hydropower plants use their grid connection only during certain hours of the day, particularly during the morning and evening demand peaks. An analysis of the capacity factors of reservoir and pumped-storage plants shows that, on average, they operate at only 19% of their maximum capacity.

Simply by adding solar PV, the combined utilisation of the existing grid connection could increase to 31%, while wind power could raise it to 36%. At certain sites in Spain and France, where grid connections are currently utilised only 7% of the year, hybridisation could push utilisation above 25%, effectively tripling the use of the same infrastructure.

The combination with solar PV is particularly attractive because the generation profiles complement each other. While hydropower production is typically concentrated during the early morning and late afternoon, solar generation peaks around midday. In pumped-storage facilities, it would even be possible to oversize the photovoltaic plant and use excess solar energy to pump water whenever the export limit is reached, thereby avoiding part of the curtailment.

The potential, however, is not the same in every country. Hybridisation could cover up to 77% of Austria’s planned renewable capacity additions, but only around 7% in Bulgaria. Ember excluded hydropower plants located near protected areas from its assessment, meaning that only 28% of the analysed hydropower capacity was ultimately considered suitable for integrating new renewable installations.

Spain and Portugal enjoy a regulatory advantage. They are the only countries included in the study that already have specific regulatory frameworks designed to facilitate hybrid projects. Solarletter #19.

The report does not present hybridisation as a replacement for grid investment, but rather as an immediate solution to make better use of existing infrastructure. At a time when Europe faces a shortfall of at least 120 GW between available grid capacity and the renewable expansion planned by 2030, sharing existing grid connections could prevent new projects from spending years waiting in connection queues.

As we have discussed in previous editions of Solarletter, the next major challenge of the energy transition is no longer simply installing more megawatts—it is finding ways to integrate them efficiently. And sometimes, part of the solution lies in making better use of the infrastructure that is already in place.

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Europe Restricts Chinese Inverters in Publicly Funded Renewable Projects

The European Commission has decided to exclude Chinese-made photovoltaic inverters and battery power conversion systems (PCS), as well as equipment from other countries considered to pose a high security risk, from clean energy projects financed with European Union funds.

According to Wood Mackenzie, this measure could affect approximately 14% of the photovoltaic demand expected in Europe between 2026 and 2030, equivalent to more than 28 GWdc of inverter capacity. In the battery storage sector, around 12% of the planned deployments over the same period—particularly utility-scale projects—could also be impacted.

The decision aims to reduce Europe’s heavy dependence on Chinese manufacturers, which accounted for more than 80% of inverter shipments to the European market in 2025. The countries expected to be most affected are those in Central and Eastern Europe, including Romania, Bulgaria, the Czech Republic, the Baltic States, and Greece, where a larger share of renewable projects relies on EU funding. The Commission has also encouraged Member States to apply similar restrictions to projects financed through national budgets, which would significantly broaden the scope of the measure.

Although European-manufactured inverters are noticeably more expensive, Wood Mackenzie estimates that the increase in total project costs would range between 2% and 8%, depending on the market segment. However, cost will not be the only challenge. Developers may also face supply chain constraints, project redesigns, and the need to separate battery systems and inverters that have traditionally been purchased as integrated solutions.

For the time being, around 80% of European demand will remain outside the scope of these restrictions, but a future revision of the EU Cybersecurity Act could extend them to all inverters and power conversion systems, regardless of how the project is financed.

From my point of view, this is the right decision. If these projects are being financed with taxpayers’ money, it makes sense to use that investment to give European manufacturers an opportunity, strengthen the local value chain, and help prevent Europe from continuing to lose technological know-how and industrial capacity.

Europe is not the only region adopting a tougher stance. Shortly afterwards, the United States Federal Communications Commission (FCC) added foreign-manufactured inverters to its list of equipment considered a potential national security risk. Unlike the European measure—which focuses on China and other high-risk countries and is initially limited to EU-funded projects—the U.S. decision applies to any inverter manufactured outside the United States, regardless of the manufacturer’s nationality.

Both measures reflect the same underlying trend:

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Paiporta: Floating Solar Takes the Next Step Offshore

Floating photovoltaics seem determined to follow the path of offshore wind. In Solarletter #25, we discussed how floating solar was beginning to move out to sea and its potential to harness water surfaces without occupying additional land. BlueNewables’ Paiporta project aims to demonstrate that photovoltaics can also find their place in ports and coastal environments.

BlueNewables recently shared on LinkedIn a video showcasing the first large-scale offshore photovoltaic platform of the RENMARINAS project, located in the Port of Valencia. This milestone marks the transition from a technological concept to a real offshore installation, following several years of development, engineering, and coordination of what has been a particularly complex project.

The company has been responsible for integrating virtually the entire project value chain, including conceptual, basic, and detailed engineering, procurement and certification, manufacturing, logistics, marine transportation, mooring, towing, and offshore installation. The platform serves as a demonstration project for a floating photovoltaic solution specifically designed for marine environments.

This type of installation opens up new opportunities to generate renewable electricity in industrial ports, coastal areas, and islands, where available land is limited. Furthermore, the project will continue with a second platform, named Catarroja, which will represent the next major milestone of the RENMARINAS programme.

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The Chinese Photovoltaic Industry Remains Deep in the Red

The exceptionally low module prices of recent years have been excellent news for developers and EPC contractors, but far less so for manufacturers. According to financial results compiled by Carrie Xiao in PV Tech, the leading Chinese module manufacturers continue to suffer the consequences of industrial overcapacity and the persistent imbalance between supply and demand.

By mid-July, 25 publicly listed companies had published their forecasts for the first half of 2026, reporting losses across virtually the entire photovoltaic value chain, including polysilicon, wafers, cells, modules, and solar glass.

Among the companies most heavily affected are Tongwei, LONGi, and JA Solar. Together, these three manufacturers alone are expected to post combined losses exceeding CNY 10 billion, equivalent to approximately EUR 1.2 billion. In addition to depressed module prices, manufacturers are also facing weaker domestic demand, trade barriers, costs associated with the removal of export tax rebates (Solarletter #32), and delays affecting international projects.

Not all companies, however, are following the same trajectory. Trina Solar has reduced its losses by between 88% and 94% compared to the previous year and may even have reached break-even during the second quarter.

As we have discussed in previous editions of Solarletter, no industry can survive indefinitely while selling below its production costs. Extremely low prices have accelerated the global deployment of photovoltaics, but they are also driving a profound restructuring of the sector.

The most likely outcome will be the disappearance of excess manufacturing capacity and a further wave of industry consolidation.

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Edition´s curiosity

After discussing the paint marks applied to bolts in the previous edition, today we will focus on another detail that often goes unnoticed: those numbers such as 5.8, 8.8, or 10.9 stamped on the bolt head. They do not indicate the bolt size or the tightening torque. Instead, they specify the mechanical property class of the bolt.

These property classes are defined by the ISO 898-1 standard.

• The first number, multiplied by 100, indicates the bolt’s minimum tensile strength. For example, a Class 8.8 bolt has a minimum tensile strength of 800 N/mm².

• The second number represents the ratio between the yield strength and the tensile strength. In this case, 8 × 0.8 gives a yield strength of approximately 640 N/mm². For a Class 5.8 bolt, these values would be 500 N/mm² and 400 N/mm², respectively.

Put more simply, the higher the property class, the greater the load the bolt can withstand before it permanently deforms or ultimately breaks. However, this does not mean that a Class 5.8 bolt can simply be replaced with a Class 8.8 bolt or that a higher tightening torque can be applied just because the number is larger. The bolt, nut, washers, threads, and the components being joined must all be designed to work together as a complete fastening system.

In photovoltaic installations, it is important to always verify the property class specified by the mounting structure manufacturer in the installation manual. Two bolts with the same diameter and an almost identical appearance can have very different mechanical properties.

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

In this edition, I owe you an apology. I have not written a single word since February... I have completely forgotten what my keyboard feels like. However, I can say that it has been for a good reason: we have bought a house near Frankfurt.

Evenings and weekends have been devoted to unpacking boxes, assembling furniture, buying supplies, painting, fixing things, and everything else that comes with moving into a new home. In home renovation videos, everything looks enjoyable and entertaining, but we have already had more than enough trips to the DIY store.

It is time to return to photovoltaics!

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

Batteries Are on Their Way to Becoming a Pillar of the Power System

For years, battery storage has been considered the ideal companion to renewable energy. However, according to a recent analysis by the International Energy Agency (IEA), the sector has reached a new stage of maturity and is beginning to establish itself as a pillar of the electricity system. Sharp price declines, rapid deployment, and straightforward scalability have enabled a new installation record to be set in 2025.

While we have spent recent years discussing photovoltaics as the fastest-growing technology in the world, the IEA now reminds us that energy storage is set to follow the same path. In its latest analysis, the agency highlights that 108 GW of new storage capacity were installed worldwide in 2025, representing a 40% increase compared to 2024. This figure even surpasses the historical annual record for new gas-fired power plants, which stood at 107 GW in 2002.

But where is most of this capacity being deployed? As many of you may have already guessed, China leads global deployment, with more than 63 GW installed in 2025, followed by the United States with 19 GW. However, growth is beginning to spread to new markets. Australia, with 8 GW, increased its installations ninefold compared to the previous year, while Saudi Arabia and Chile are investing heavily in batteries to integrate ever-growing amounts of renewable generation.

As shown in the charts, the majority of installed capacity, 87 GW, is located in the utility-scale segment, while 24 GW is co-located with renewable energy projects. This trend makes sense, as batteries connected directly to the grid help regulate the intermittent generation of already-installed renewable assets.

One of the most interesting developments highlighted by the IEA is the evolution of battery applications themselves. A decade ago, most projects were designed to participate in ancillary service markets — specialised and relatively limited markets, but often highly profitable, such as frequency regulation and operating reserves. Today, the situation is very different. More than 90% of new projects are primarily designed to shift energy throughout the day, compared to only 40% in 2015. In other words, batteries are moving beyond grid stabilisation and are increasingly being used to store large volumes of renewable energy for use when it is actually needed.

The reason for this shift is simple: the dramatic reduction in costs. According to the IEA, battery costs have fallen by more than 90% between 2010 and 2025, driven by technological innovation, industrial competition, and economies of scale. At the same time, the average duration of battery systems continues to increase. While two-hour batteries dominated only a few years ago, projects capable of storing energy for four hours or more are becoming increasingly common.

The consequence is that batteries are beginning to take on increasingly important functions within the power system. California is perhaps the best example. With installed photovoltaic capacity already exceeding 55 GW, batteries supplied more than 40% of electricity demand during an afternoon in March 2026.

In addition to their economic competitiveness, batteries stand out for their rapid deployment. According to the IEA, a utility-scale storage system can be built in approximately 275 days, compared to more than two years for a gas-fired power plant and more than six years for a nuclear facility. Even when permitting and grid connection timelines are considered, batteries remain one of the fastest solutions for providing flexibility to the electricity system.

The conclusion is clear:

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The Wind and Solar Team Surpass Gas Globally for the First Time

A few months ago, in Solarletter #32, we discussed how wind and solar power had managed to overtake fossil fuels in Europe. Now, Petra Hannen reports in PV Magazine that this trend is beginning to emerge on a global scale as well.

For the first time in history, during an entire month, the combined generation of wind and solar energy exceeded electricity generation from natural gas. In April 2026, these two technologies produced 531 TWh, equivalent to 22% of global electricity generation, while gas-fired power plants generated 477 TWh, representing 20% of the global electricity mix.

Perhaps the most striking figure is the comparison with just five years ago. In April 2021, electricity generation from gas already stood at approximately 476 TWh, almost identical to current levels. However, combined wind and solar generation reached only 245 TWh, less than half of today’s output. In other words, while gas generation has remained virtually stagnant, renewable generation has more than doubled over the same period.

This milestone is not a direct consequence of the recent international energy crisis, but rather the result of the continuous growth of wind and solar power. In fact, both technologies have been able to cover a significant share of the increase in global electricity demand over recent years, limiting the need to expand gas-fired generation. Furthermore, the report highlights that there is no evidence of a widespread shift from gas back to coal, despite international energy market tensions.

It is true that April is one of the most favourable months for renewable generation, particularly in the Northern Hemisphere, where strong wind production, increasing solar irradiation, and moderate electricity demand between the heating and cooling seasons coincide. Nevertheless, the message is clear: the gap between renewables and gas is narrowing at an ever-increasing pace.

This is yet another milestone confirming that the energy transition is no longer an exclusively European trend, but a truly global phenomenon.

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RENEWABLES YES: A Campaign to Reclaim the Narrative of the Sector

In Solarletter #28, I shared a summary of some of the panels from CITE 2025, organised by Enercluster in Pamplona. One of the recurring themes across several discussions was the growing difficulty of maintaining public acceptance of renewable energy projects. Although solar and wind power are now mature, competitive, and essential technologies for decarbonisation, many projects are facing increasing local opposition, partly due to a lack of information and limited awareness of the benefits they bring to local communities.

Let me make a brief clarification here. I firmly believe in renewable energy, not only because of its ability to generate clean electricity, but also because of the benefits it can bring to local communities. Every project should be analysed and assessed individually. Of course, there will always be projects whose sole objective is to enrich a small number of stakeholders, but in many cases renewable energy projects bring investment, infrastructure, and economic activity to regions that have long been neglected.

It is within this context that the “RENOVABLES SÍ · The Most Positive Energy” campaign was launched by Enercluster, the renewable energy cluster of Navarra. The initiative aims to bring renewable energy closer to the public through real-life testimonies from people who live and work alongside these projects every day, highlighting their economic, social, and environmental impact from a local perspective.

Among the participants are mayors, farmers, livestock breeders, environmental specialists, and renewable energy professionals who explain how renewable projects have helped finance municipal infrastructure, create local jobs, improve rural roads, and even enable citizen investment schemes in energy projects. One testimonial captures the spirit of the campaign particularly well:

Personally, I believe this is a very interesting and, in many cases, necessary initiative. For years, the sector has focused much of its effort on developing technology, reducing costs, and accelerating the energy transition. However, it has not always succeeded in communicating clearly and simply the benefits these installations bring to the communities where they are deployed.

At a time when Europe needs more electrification, more storage, and more renewable energy, explaining their positive impact may be just as important as building new megawatts.

The campaign will conclude in October with the publication of an interactive map of renewable energy projects in Navarra, together with the main findings and outcomes of the initiative.

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Photovoltaic Modules Continue to Become More Expensive

After several years marked by significant industrial overcapacity and a continuous decline in prices, the photovoltaic market appears to be entering a new phase. According to the latest analysis from PVXchange, module prices continue the upward trend that began in late 2025, driven by a combination of regulatory and economic factors that are reducing competitive pressure on Chinese manufacturers.

One of the most relevant factors is the reduction in export tax rebates approved by the Chinese government at the beginning of the year, a measure that we already discussed in Solarletter #32. This is being compounded by new trade barriers and the growing debate in Europe and the United States regarding dependence on Asian supply chains. As a result, manufacturers are recovering part of the margins lost over recent years and are gradually passing these increases on to the market.

The PVXchange chart shows that prices have now recorded several consecutive months of increases, something that has not been seen for quite some time. Although it is still too early to determine where the market will ultimately stabilise, it seems increasingly clear that the era of ever-cheaper modules may have come to an end.

It will be interesting to follow developments over the coming months and assess the extent to which this trend affects the profitability of new photovoltaic projects.

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Edition´s curiosity

Today we are talking about torque markings on bolts. For those of you who played Pokémon during your childhood, do not worry, those paint marks on bolts are not hieroglyphs written by the Unown. Although they may sometimes look like it, they serve a very specific and extremely useful purpose in maintenance and inspection.

This practice is known as torque marking. Once the tightening torque specified by the manufacturer in the installation manual has been applied, a paint line is drawn across the bolt head, nut, and the component on which it is mounted. This allows inspectors to quickly determine during a visual inspection whether the bolt has rotated or loosened. If the line is no longer aligned, it is a clear indication that the mechanical connection should be checked.

In utility-scale photovoltaic installations, torque marking is particularly useful given the enormous number of bolts used throughout the mounting structures. In addition to simplifying and speeding up O&M activities, it also provides a quick way to verify that the installer has applied the specified tightening torque.

That being said, it is important to remember that torque marking does not replace torque verification. Instead, it serves as a complementary visual inspection tool. It is a simple, inexpensive, and quick solution to implement that can save many hours of work... and prevent more than a few headaches if the installation decides it would like to take flight.

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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En esta edición me toca pedir disculpas, llevo desde febrero sin escribir… se me ha olvidado completamente la forma de mi teclado. Pero puedo decir que ha sido por una buena causa, hemos comprado una casa cerca de Fránkfurt (si, dónde las salchichas). A las tardes y los fines de semana tocaba desempaquetar cajas, montar muebles, comprar cosas, pintar, arreglar, etc… En los vídeos de reformas de casas todo parece muy bonito y entretenido, pero ya nos cansamos de ir al centro de bricolaje. ¡Es hora de volver a la fotovoltaica, la Solarletter está de vuelta!

Si no os lo queréis perder, os dejo un link aquí:

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

Las baterías van camino de convertirse en el pilar del sistema eléctrico

Durante años, el almacenamiento con baterías ha sido considerado el complemento ideal para las energías renovables. Sin embargo, según un reciente análisis de la International Energy Agency (IEA), el sector ha alcanzado una nueva fase de madurez y comienza a convertirse en un pilar del sistema eléctrico: las fuertes bajadas de precios, rápida instalación y su sencilla escalabilidad han logrado que en 2025 se bata un nuevo récord de instalación.

Si durante los últimos años hemos hablado de la fotovoltaica como la tecnología que más rápido crece en el mundo, la IEA nos recuerda ahora que el almacenamiento va a seguir los mismos pasos. En su último análisis, la IEA destaca que en 2025 se instalaron 108 GW de nueva capacidad en todo el mundo, un 40% más que en 2024, superando incluso el récord histórico anual de nuevas centrales de gas, que se situó en 107 GW en 2002.

¿Pero dónde se sitúa la mayor parte de esa capacidad? Como muchos ya habréis intuído, China lidera el despliegue global con más de 63 GW instalados en 2025, seguida por Estados Unidos con 19 GW. Sin embargo, el crecimiento empieza a extenderse a nuevos mercados. Australia con 8 GW multiplicó por nueve sus instalaciones respecto al año anterior, mientras que Arabia Saudí y Chile están apostando por las baterías para integrar una cantidad cada vez mayor de generación renovable.

Cómo se observa en las gráficas, la mayor parte de la capacidad instalada, 87 GW, se sitúa en el segmento de las Utility-Scale. Mientras que la capacidad instalada coubicada con proyectos renovabes cuenta con 24 GW. Esto tiene sentido, ya que estas baterías conectadas directamente a red ayudan a regular la generación intermitente de las renovables ya instaladas.

Uno de los cambios más interesantes que destaca la IEA es la evolución del propio uso de las baterías. Hace una década, la mayoría de los proyectos estaban diseñados para participar en mercados de servicios auxiliares. Mercados más singulares y escasos, pero con buenas renatabilidades como el de regulación de frecuencia o reservas operativas. Hoy la situación es muy distinta, más del 90% de los nuevos proyectos tienen un objetivo sencillo, desplazar energía a lo largo del día, frente al 40% que representaban en 2015. En otras palabras, las baterías están pasando de estabilizar la red a almacenar grandes cantidades de energía renovable para utilizarlas cuando realmente se necesitan.

La razón por la que esto ha ocurrido es simple, la espectacular caída de costes. Según la IEA, el coste de las baterías se ha reducido más de un 90% entre 2010 y 2025, impulsado por la innovación tecnológica, la competencia industrial y las economías de escala. Además, la duración media de los sistemas sigue aumentando. Mientras que hace pocos años predominaban las baterías de dos horas, cada vez son más frecuentes los proyectos capaces de almacenar energía durante cuatro horas o más.

La consecuencia es que las baterías están empezando a asumir funciones cada vez más importantes dentro del sistema eléctrico. California es probablemente el mejor ejemplo. Con una potencia fotovoltaica que ya supera los 55 GW, las baterías llegaron a cubrir más del 40% de la demanda eléctrica durante una tarde de marzo de 2026.

Además de su competitividad económica, las baterías destacan por su rapidez de despliegue. Según la IEA, un sistema de almacenamiento a gran escala puede construirse en unos 275 días, frente a más de dos años para una central de gas o más de seis años para una nuclear. Incluso teniendo en cuenta permisos y conexión a red, las baterías siguen siendo una de las soluciones más rápidas para aportar flexibilidad al sistema eléctrico.

La conclusión es clara:

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El team eólica-fotovoltaica superan al gas a nivel mundial por primera vez

Hace unos meses comentábamos en la Solarletter #32 cómo la eólica y la fotovoltaica habían logrado superar a los combustibles fósiles en Europa. Ahora, Petra Hannen publica en PV-Magazine que la tendencia empieza a observarse también a escala global.

Por primera vez en la historia, durante un mes completo, la generación conjunta de energía eólica y fotovoltaica superó a la generación eléctrica con gas natural. En abril de 2026, ambas tecnologías produjeron 531 TWh, equivalentes al 22% de toda la electricidad mundial, mientras que las centrales de gas generaron 477 TWh, representando el 20% del mix eléctrico global.

Quizás el dato más llamativo sea la comparación con hace tan solo cinco años. En abril de 2021, la generación eléctrica con gas ya se situaba en torno a 476 TWh, prácticamente el mismo nivel actual. Sin embargo, la producción conjunta de eólica y solar apenas alcanzaba los 245 TWh, menos de la mitad que hoy. En otras palabras, mientras el gas se ha mantenido prácticamente estancado, la generación renovable ha logrado más que duplicarse en ese mismo periodo.

Este hito no es consecuencia directa de la reciente crisis energética internacional, sino del crecimiento continuado de la eólica y la fotovoltaica. De hecho, ambas tecnologías han sido capaces de cubrir gran parte del aumento de la demanda eléctrica mundial de los últimos años, limitando la necesidad de incrementar la generación con gas. Además, el informe destaca que no existe evidencia de una sustitución generalizada del gas por carbón, a pesar de las tensiones energéticas internacionales.

Es cierto que abril es uno de los meses más favorables para las renovables, especialmente en el hemisferio norte, donde coinciden una elevada producción eólica, el aumento de la irradiación solar y una demanda eléctrica moderada entre las temporadas de calefacción y refrigeración. Aun así, el mensaje es claro, la distancia entre las renovables y el gas se reduce cada año más rápido. Un nuevo hito que confirma que la transición energética ya no es una tendencia exclusivamente europea, sino un fenómeno global.

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RENOVABLES SÍ: una campaña para recuperar el relato del sector

En la Solarletter #28 compartí un resumen de algunos de los paneles del CITE 2025, organizado por Enercluster en Pamplona. Uno de los temas recurrentes en varias mesas de debate fue la creciente dificultad para mantener la aceptación social de las energías renovables. A pesar de que la fotovoltaica y la eólica son hoy tecnologías maduras, competitivas y fundamentales para la descarbonización, muchos proyectos encuentran cada vez más oposición local, en parte debido a la falta de información y al desconocimiento de los beneficios que generan en el territorio.

Hago un pequeño inciso para aclarar que desde luego creo en las energías renovables, no sólo en su generación de energía limpia, si no también en los beneficios que traen consigo a las comunidades locales. Cada proyecto se tiene que analizar y estudiar por separado. Por supuesto que habrá proyectos cuyo único objetivo sea llenar los bolsillos de unas pocas personas, pero muchas veces las renovables acaban llevando inversiones a zonas más abandonadas.

Con este contexto nace la campaña “RENOVABLES SÍ · La energía más positiva”, impulsada por Enercluster, el clúster de las energías renovables de Navarra. La iniciativa busca acercar las renovables a la ciudadanía a través de testimonios reales de personas que conviven con ellas en su día a día, mostrando su impacto económico, social y medioambiental desde una perspectiva local.

Entre los participantes encontramos alcaldes, agricultores, ganaderos, técnicos ambientales y profesionales del sector que explican cómo las renovables han contribuido a financiar infraestructuras municipales, generar empleo local, mejorar caminos rurales o incluso permitir fórmulas de inversión ciudadana en proyectos energéticos. Uno de los testimonios resume bien el mensaje de la campaña:

Personalmente, me parece una iniciativa muy interesante y necesaria en muchas ocasiones. Durante años el sector ha centrado gran parte de sus esfuerzos en desarrollar tecnología, reducir costes y acelerar la transición energética. Sin embargo, quizás no siempre ha sabido comunicar de forma sencilla qué beneficios aportan estas instalaciones a las comunidades donde se implantan. En un momento en el que Europa necesita más electrificación, más almacenamiento y más renovables, explicar mejor su impacto positivo puede ser tan importante como construir nuevos megavatios.

La campaña culminará en octubre con la publicación de un mapa interactivo de las energías renovables en Navarra y los principales resultados obtenidos durante la iniciativa.

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Los módulos fotovoltaicos siguen encareciéndose

Después de varios años marcados por una fuerte sobrecapacidad industrial y una continua reducción de precios, el mercado fotovoltaico parece estar entrando en una nueva fase. Según el último análisis de PVXchange, los precios de los módulos continúan su tendencia alcista iniciada a finales de 2025, impulsados por una combinación de factores regulatorios y económicos que están reduciendo la presión competitiva sobre los fabricantes chinos.

Uno de los elementos más relevantes es la reducción de las devoluciones fiscales a la exportación aprobada por el Gobierno chino a comienzos de año, una medida que ya comentamos en la Solarletter #32. A ello sobre la dependencia de la cadena de suministro asiática. Como resultado, los fabricantes están recuperando parte de los márgenes perdidos durante los últimos años, trasladando gradualmente estos incrementos al mercado.

La gráfica de PVXchange muestra cómo los precios han encadenado varios meses consecutivos de subida, algo que no veíamos desde hace tiempo. Aunque todavía es pronto para saber dónde se estabilizará el mercado, parece claro que la era de los módulos cada vez más baratos podría haber llegado a su fin.

Será interesante seguir la evolución durante los próximos meses y comprobar hasta qué punto esta tendencia afecta a la rentabilidad de los nuevos proyectos fotovoltaicos.

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El consejillo de la edición

Hoy hablamos de las marcas de torque en los tornillos. Para los que jugasteis a Pokémon en vuestra infancia, tranquilos, esas marcas de pintura sobre los tornillos no son jeroglíficos escritos por los Unown. Aunque a veces lo parezca, tienen una función muy concreta y extremadamente útil en mantenimiento e inspección.

Se trata de una práctica conocida como Torque Marking. Una vez aplicado el par de apriete especificado por el fabricante en su manual de instalación, se pinta una línea entre la cabeza del tornillo, la tuerca y la pieza sobre la que está montado. De esta forma, durante una inspección visual posterior, es posible comprobar de un vistazo si el tornillo ha girado o se ha aflojado. Si la línea deja de estar alineada, es una señal clara de que la unión mecánica debe revisarse.

En instalaciones fotovoltaicas Utility-Scale resulta especialmente útil considerando la cantidad de tornillos que existen en las estructuras de montaje. Además de facilitar y agiizar el trabajo de O&M, también permite verificar rápidamente que el instalador ha aplicado el par de apriete correspondiente.

Eso sí, conviene recordar que el torque marking no sustituye a la comprobación del par de apriete, sino que actúa como una herramienta complementaria de inspección visual. Una solución simple, económica y rápida de implementar que puede ahorrar muchas horas... y algún que otro dolor de cabeza si la instalación quiere echar a volar.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

Si te ha gustado, ayúdame a darle un segundo empujón compartiéndolo en tus redes sociales, con tus amigos o compañeros de trabajo. Y si no te ha gustado, te pido disculpas, pero no se aceptan devoluciones.

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¡Saludos solares!

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

EMBER Report - European Electricity Review 2026

Now that we are already well into February, in the previous edition of Solarletter #31 we shared a report with a rather pessimistic tone regarding the future of photovoltaics in Europe. For this reason, this time it is appropriate to restore balance and present an analysis that offers a much more positive outlook. The significant increase in renewable capacity over recent years is finally beginning to deliver results. Stay with us, and we will show them to you.

The latest European Electricity Review by Ember provides a very clear picture of the European power system in 2025: renewable energy sources now account for almost half of all electricity consumed in the European Union. Solar and wind energy are working together to bring an end to coal.

Indeed, the European electricity system reached a point of no return in 2025. For the first time, wind and solar power generated more electricity than all fossil fuel sources combined. Together, these two technologies accounted for 30.1% of EU electricity generation (841 TWh), compared to 29.0% from coal, gas, and oil (809 TWh).

This milestone is the result of a sustained trend. Over the past five years, the combined share of wind and solar increased by more than 10 percentage points, rising from 19.7% in 2020 to 30.1% in 2025, while fossil generation fell by almost 8 percentage points, from 36.7% to 29.0%. Other low-carbon technologies, such as hydropower and nuclear, have remained stable or recorded slight declines. Taken together, the data confirm that solar and wind are no longer complementary technologies, but rather the central pillars of the new European electricity mix.

Within this renewable block, there is one undisputed protagonist. Solar energy was the fastest-growing technology in the European Union in 2025, surpassing all other sources of power generation. No other electricity technology, renewable or fossil, added as much new generation in a single year.

Even more important than the volume is the geographical spread: solar generation increased in virtually every country of the European Union.

The most visible consequence of this transformation appears at the end of the analysis: coal continues to decline and now represents only 9.2% of European electricity generation. In almost all EU countries, coal has fallen to 5% or less of the electricity mix, and most notably, it is not being fully replaced by gas. The final chart of the report makes this clear: the phase-out of coal is being largely compensated by renewables, especially solar and wind, rather than by a simple shift from one fossil fuel to another.

The underlying message is powerful. Solar energy has not only grown rapidly, but has directly pushed the most polluting technologies out of the electricity mix, without creating a new dependence on gas. However, as we saw in Solarletter #31, this progress also introduces new challenges related to electricity grids, storage, pricing, and cannibalisation.

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PPAs Rise in the United States While They Continue to Fall in Europe

A good indicator for analysing trends in renewable energy is undoubtedly PPA pricing. According to a report by PV Tech, solar PPA prices in North America closed 2025 on an upward trend. Between the third and fourth quarters, the average price increased by 3.2%, reaching USD 61.67/MWh, according to the latest reports published by LevelTen Energy. Considering the full year, the increase was close to 9%.

Some key takeaways are as follows:

• Solar PV remains the technology with the lowest PPA prices in the region, with prices reaching USD 59.77/MWh.

• Wind PPAs are priced at around USD 73.77/MWh.

• Blended PPAs are trading at approximately USD 67.7/MWh.

A brief note for those encountering the term blended PPA for the first time: this refers to a long-term power purchase agreement that combines multiple renewable generation technologies from different projects (for example, solar plus wind) and or storage within a single commercial contract. In contrast, in a hybrid PPA, the electricity comes from multiple technologies but from the same project.

LevelTen attributes this price evolution to an increasingly complex project development environment, shaped by regulatory uncertainty, tariff investigations by the Trump administration, new federal permitting requirements, and rules associated with so-called Foreign Entities of Concern, all of which are increasing costs and delaying projects.

In Europe, the situation is quite the opposite. Renewable PPA prices continue to decline steadily. The average price of a solar PPA stood at EUR 57.44/MWh in the fourth quarter of 2025, after falling by EUR 0.76/MWh compared to the previous quarter. The trend is clear: since late 2022, when prices were around EUR 80/MWh, the market has experienced a continuous decline, also evident in wind PPAs and mixed contracts.

According to LevelTen, this behaviour is driven by an oversupply of renewable energy relative to demand, combined with the growing incidence of low and negative prices in many European electricity markets. In the medium term, the report points to potential changes should the European Commission’s initiatives to strengthen grids and interconnections move forward. For now, however, the message is clear: while North America is seeing rising solar PPA prices, Europe remains under persistent downward pressure.

On the other hand, the newspaper Expansión has published a list of the top ten largest PPA buyers and sellers in Europe:

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Paradigm Shift in German Renewable Auctions

The German government has announced an accelerated reform of the EEG (Erneuerbare Energien Gesetz – Renewable Energy Sources Act), which will position Contracts for Difference (CfDs) as the main support mechanism for renewables, according to PV-Magazine. As explained by the Minister for the Environment, Carsten Schneider, revenues obtained in the electricity market above the guaranteed remuneration level will be recovered and returned to the EEG fund, preventing windfall profits and strengthening the market integration of renewable energies.

Despite this stronger market-oriented approach, the government made it clear that a minimum remuneration level will be maintained, which is essential to ensure competitive financing conditions and investor stability. The renewable energy sector, represented by the BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft), has expressed support for the CfD mechanism, while calling for a simple and predictable design that provides a clear and secure legal framework for investments.

The reform forms part of a broader energy strategy that also prioritises grid reinforcement, the deployment of energy storage, and digitalisation. Its content will continue to be discussed within the Council of Ministers until March.

The message from Minister Schneider is clear:

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Warning to the Market: A Turning Point for Module Prices

Let us move on to a piece of news that is shaking photovoltaic projects under development. As is often the case with the fourth news item in Solarletter, the focus is once again on photovoltaic modules.

China has announced an adjustment to its export VAT rebate system, a measure that will have a direct impact on the selling prices of photovoltaic modules. According to the official communication from the Ministry of Finance, the so-called export tax rebate has been cancelled for photovoltaic modules, which in practice makes exports from China more expensive.

Until now, this mechanism allowed manufacturers to recover a significant portion of the VAT paid during the production process, helping to keep prices low. Under the new regulation, this rebate is eliminated, increasing net export costs. The expected effect is clear: additional upward pressure on module prices, especially in a context where manufacturers’ margins are already very tight due to rising raw material costs.

This change adds to other factors that are beginning to signal a turning point in the global photovoltaic market: higher raw material prices, industrial consolidation, the reduction of less efficient manufacturing capacity, and an increasingly demanding regulatory environment.

After several years of continuous price declines, the adjustment to the export rebate reinforces the idea that low module prices may have reached a floor, with direct implications for developers, EPC contractors, and equipment buyers dependent on Chinese manufacturing.

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Edition´s curiosity

Have you ever opened a distribution and protection switchboard and come across a circuit breaker that seems impossible to understand?

Do not worry, you are certainly not the first. If you do not understand it, it is better not to touch it, as it falls under the responsibility of the electrical engineer who selected and configured it correctly. A poorly selected or poorly configured protection device is essentially the same as not installing one at all. However, if you are one of those whose curiosity is sparked, stay with us for a few insights to at least partially understand what it is all about.

Unlike a fuse, whose characteristic curve cannot be modified and is fixed by design, an MCCB (Molded Case Circuit Breaker) or an ACB (Air Circuit Breaker) usually offers several adjustable settings that allow the tripping curve to be modified across different sections.

LSIG (L–S–I–G) refers to a set of protection functions integrated into the electronic trip units (ETU) of modern low-voltage circuit breakers. These functions provide protection against overloads (L), short circuits (S and I), and ground faults (G), enabling selective coordination and efficient protection of cables and equipment.

• L (Long Time Delay): Protects against gradual thermal overloads by adjusting to the rated current of the system, safeguarding conductors without tripping during normal load peaks.

• S (Short Time Delay): Protects against medium-magnitude short circuits, allowing a brief delay to coordinate with downstream devices and avoid unnecessary tripping. This function is essential for selective coordination.

• I (Instantaneous): Disconnects the circuit immediately in the event of very high-magnitude faults (severe short circuits) that exceed the system’s capacity, acting as a rapid safety measure.

• G (Ground Fault): Detects and protects against ground faults, which is critical for safety and for distinguishing real leakage currents from capacitive currents in large networks, while coordinating with other protection devices.

Below is a comparison between MCCBs (Molded Case Circuit Breakers) and ACBs (Air Circuit Breakers):

Even if next time you encounter one of these breakers you are not able to configure it yourself, at least you will have a better idea of what it is all about.

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

Informe de EMBER - European Electricity Review 2026

Ya entrados en febrero, en la anterior edición de la Solarletter #31 compartíamos un informe con un tono más bien pesimista sobre el futuro de la fotovoltaica en Europa. Por eso, en esta ocasión toca equilibrar la balanza y traer un análisis que aporta una visión mucho más positiva. Todo el incremento de capacidad renovable de los últimos años empieza, por fin, a dar resultados. Quédate, que te los enseñamos.

El último European Electricity Review de Ember deja una foto muy clara del sistema eléctrico europeo en 2025: las energías renovables ya aportan prácticamente la mitad de toda la electricidad consumida en la UE. Con la energía solar y eólica trabajando en equipo para terminar con el malvado carbón.

Y es que el sistema eléctrico europeo ha alcanzado un punto de no retorno en 2025: por primera vez, la eólica y la fotovoltaica generaron más electricidad que todas las fuentes fósiles juntas. Ambas tecnologías aportaron el 30,1% de la electricidad de la UE (841 TWh), frente al 29,0% procedente de carbón, gas y petróleo (809 TWh).

Este hito es el resultado de una tendencia sostenida. En los últimos cinco años, la cuota conjunta de eólica y solar aumentó más de 10 puntos porcentuales, pasando del 19,7% en 2020 al 30,1% en 2025, mientras que la generación fósil cayó casi 8 puntos, desde el 36,7% al 29,0%. Otras tecnologías sin emisiones, como la hidráulica y la nuclear, se han mantenido estables o han registrado ligeros descensos. En conjunto, los datos confirman que la fotovoltaica y la eólica ya no son tecnologías complementarias, sino el eje central del nuevo mix eléctrico europeo. Sólo hay que atender a la siguiente gráfica:

Dentro de ese bloque renovable, hay un protagonista indiscutible. La solar ha sido la tecnología que más ha crecido en la UE en 2025, por encima de cualquier otra fuente de generación. Ninguna otra tecnología eléctrica, ni renovable ni fósil, ha añadido tanta nueva producción en un solo año.

Y lo más relevante no es solo el volumen, sino la extensión: la generación solar ha crecido practicamente todos los países de la Unión Europea.

La consecuencia más visible de todo esto aparece al final del análisis: el carbón sigue cayendo, y ya sólo representa el 9,2 % de la energía eléctrica europea. En prácticamente todos los países de la UE, el carbón ha bajado hasta el 5% o menos del mix eléctrico, y lo más interesante es que no está siendo sustituido en su totalidad por gas. La gráfica final del informe lo deja claro: la salida del carbón se está cubriendo mayoritariamente con renovables, especialmente solar y eólica, y no con un simple cambio de fósiles.

El mensaje de fondo es potente. La solar no solo ha crecido rápido, sino que ha empujado directamente a las tecnologías más contaminantes fuera del mix, sin crear una nueva dependencia del gas. Pero tal y cómo vimos en Solarletter #31, este avance plantea nuevos retos en las redes eléctricas, almacenamiento, precios y canibalización.

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Los PPA suben en EEUU, mientras que siguen bajando en Europa

Un buen indicador para analizar la tendencia de la renovables, son sin duda los precios de los PPAs. Según la noticia de PV Tech los precios de los PPAs solares en Norteamérica cerraron 2025 al alza. Entre el tercer y el cuarto trimestre, el precio medio aumentó un 3,2%, hasta situarse en 61,67 $/MWh, según los últimos informes publicados por LevelTen Energy. Si consideramos la subida de todo el año, el incremento fue cercano al 9%.

Alguno de los puntos clave:

• La fotovoltaica sigue siendo la tecnología con PPAs más baratos en la región, con precios que alcanzan los 59,77 $/MWh

• La eólica se sitúa alrededor de los 73,77 $/MWh

• Mientras que los blended PPAs rondan los 67,7 $/MWh.

Hago un breve inciso para aquellos que leéis Blended PPA por primera vez. Este no es más que un contrato de compraventa de energía a largo plazo o PPA combinando múltiples tecnologías de generación renovable y de distintos proyectos (por ejemplo, solar + eólica) y/o almacenamiento en un único acuerdo comercial. En un PPA híbrido, sin embargo, la energía proviene de múltiples tecnologías, pero de un mismo proyecto.

LevelTen atribuye esta evolución a un entorno cada vez más complejo para el desarrollo de proyectos, marcado por la incertidumbre regulatoria, investigaciones arancelarias del gobierno de Trump, nuevas exigencias en permisos federales y las reglas asociadas a los denominados Foreign Entities of Concern, que están elevando costes y retrasando proyectos.

En Europa, la situación es justo la contraria. Los precios de los PPAs renovables continúan bajando de forma sostenida. El precio medio de un PPA solar se situó en 57,44 €/MWh en el cuarto trimestre de 2025, tras caer 0,76 €/MWh respecto al trimestre anterior. La tendencia es clara: desde finales de 2022, cuando los precios rondaban los 80 €/MWh, el mercado ha experimentado un descenso continuado, también visible en la eólica y en los contratos mixtos.

Según LevelTen, este comportamiento responde a un exceso de oferta renovable frente a la demanda, junto con el aumento de precios bajos y negativos en muchos mercados eléctricos europeos. A medio plazo, el informe apunta a posibles cambios si prosperan las iniciativas de la Comisión Europea para reforzar redes y conexiones eléctricas, aunque por ahora el mensaje es claro: mientras Norteamérica ve subir los precios de los PPAs solares, Europa sigue inmersa en una presión bajista persistente.

Por otro lado, el periódico la Expansión, publico una lista con el top 10 de los mayores compradores y vendedores de PPAs en Europa:

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Cambio de paradigma en las subastas alemanas

El Gobierno alemán ha anunciado una reforma acelerada del EEG (Erneuerbare Energien Gesetz - Ley de Energías Renovables) que situará a los Contracts for Difference (CfD) como principal mecanismo de apoyo a las renovables, acorde a PV-Magazine. Según explicó el ministro de Medio Ambiente, Carsten Schneider, los ingresos obtenidos en el mercado eléctrico por encima de la retribución garantizada se recuperarán y devolverán al fondo del EEG, evitando sobreganancias y reforzando la integración de las renovables en el mercado.

Pese a este mayor enfoque de mercado, el Ejecutivo dejó claro que se mantendrá una retribución mínima, clave para asegurar financiación competitiva y estabilidad inversora. El sector renovable, a través del BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft), ha mostrado su favor al mecanismo de CfD, pero pide un diseño simple y predecible para dar un marco legal y seguro para las inversiones.

La reforma forma parte de una estrategia energética más amplia, que también prioriza el refuerzo de redes, el despliegue de almacenamiento y la digitalización. Su contenido se seguirá discutiendo en el consejo de ministros hasta Marzo.

El mensaje del ministro Schneider es claro:

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Aviso a navegantes, punto de inflexión para el precio de los módulos

Vamos con una noticia que tambalea los proyectos fotovoltaicos en desarrollo, y como suele ser costumbre en la cuarta noticia de la Solarletter, nos centramos en los módulos fotovoltaicos.

Y es que China ha anunciado un ajuste en el sistema de devolución del IVA a la exportación, una medida que tendrá impacto directo en los precios de venta de los módulos fotovoltaicos. Según la comunicación oficial del Ministerio de Finanzas, el denominado export tax rebate se ha cancelado para los módulos fotovoltaicos, lo que en la práctica encarece las exportaciones desde China.

Hasta ahora, este mecanismo permitía a los fabricantes recuperar una parte relevante del IVA pagado durante el proceso productivo, lo que contribuía a mantener los precios bajos. Con la nueva normativa, se cancela esa devolución, aumentando los costes netos de exportación. El efecto esperado es claro, más presión sobre el precio de los módulos, especialmente en un contexto en el que los márgenes de los fabricantes ya son muy ajustados con las subidas de precios de las materias primas.

Este cambio se suma a otros factores que empiezan a marcar un punto de inflexión en el mercado fotovoltaico global: subida de precios de materias primas, consolidación industrial, reducción de capacidad menos eficiente y un entorno regulatorio cada vez más exigente.

Tras varios años de caídas continuadas de precios, el ajuste del export rebate refuerza la idea de que los precios bajos de los módulos podrían haber tocado suelo, con implicaciones directas para promotores, EPCs y compradores de equipos dependientes de la fabricación china.

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El consejillo de la edición

¿Has abierto alguna vez un cuadro eléctrico de distribución y protección y te has encontrado con un circuit breaker que no hay quien entienda?

No te preocupes, seguramente no seas el primero. Si no lo entiendes, es mejor que no lo toques, pues corresponde a la labor del ingeniero eléctrico que lo ha seleccionado configurarlo de forma correcta. Una protección mal seleccionada o mal configurada, viene a ser los mismo que no instalar nada. Sin embargo, si eres de los que le pica la curiosidad, quédate para darte un par de pinceladas y medio-entender de que va la cosa.

Mientras que en el caso de un fusible, la curva no se puede modificar y viene dada, en un MCCB (Molded Case Circuit Breaker) o en un ACB (Air Circuit Breaker) normalmente nos encontramos con diferentes ajustes que sí nos permiten modificar su curva de disparo en diferentes tramos de la misma.

LSIG (L-S-I-G) es un conjunto de funciones de protección integradas en las unidades de disparo electrónicas de interruptores automáticos modernos para baja tensión, que protegen contra sobrecargas (L), cortocircuitos (S, I) y fallas a tierra (G), permitiendo una coordinación selectiva y protegiendo cables y equipos de forma eficiente.

• L (Long Time Delay / Retardo de Tiempo Prolongado): Protege contra sobrecargas térmicas graduales, ajustándose a la corriente nominal del sistema para proteger los conductores sin dispararse ante picos de carga normales.

• S (Short Time Delay / Retardo de Tiempo Corto): Protege contra cortocircuitos de media magnitud, permitiendo un breve retardo para coordinarse con otros dispositivos aguas abajo y evitar disparos innecesarios, ideal para la coordinación selectiva.

• I (Instantaneous / Instantáneo): Desconecta el circuito de forma inmediata ante fallas de muy alta magnitud (cortocircuitos severos) que superan la capacidad del sistema, actuando como una medida de seguridad rápida.

• G (Ground Fault / Falla a Tierra): Detecta y protege contra fallas a tierra, crucial para la seguridad y para diferenciar entre fugas reales y corrientes capacitivas en redes grandes, coordinándose con otros dispositivos.

Aquí una comparación de los MCCB (Molded Case Circuit Breaker) y ACB (Air Circuit Breaker):

Aunque la próxima vez que los veas no seas capaz de configurarlos, por lo menos ya sabrás más o menos de que va la cosa ;)

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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¡Saludos solares!

Please note that text below has been translated from the spanish version by using AI

Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

For those of you who would like to see a summary of wind and solar energy in Spain in 2025, I recommend visiting El Rincón de las Renovables by Kiko Maza. The overview presents the evolution of renewables and the electricity sector over the past year.

Here, we focus on photovoltaics (and occasionally on batteries). If you do not want to miss future editions, I leave a link here:

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

Solar Power Europe: A Look Toward 2030

Over the past decade, European photovoltaics have experienced extraordinary growth, driven by falling costs, the energy crisis, and a clear political commitment to reducing dependence on fossil fuels. However, the latest report from SolarPower Europe shows a slowdown in momentum. Europe continues and will continue to build photovoltaic capacity, but no longer at breakneck speed, as we already illustrated in Solarletter #8.

The first chart is highly revealing. After several years of continuous acceleration, the pace of new capacity installation is beginning to stabilise. This is not an abrupt decline, but it does represent a clear slowdown compared to the steep growth observed between 2021 and 2023. Solar remains the technology with the highest capacity additions in Europe, but growth is no longer exponential. According to the report, the reasons are not technological or cost-related, but structural: saturated grids, administrative delays, insufficient electrification of demand, and increasing price cannibalisation during solar hours.

The second chart expands on this idea by presenting several growth scenarios through 2030. The central scenario falls short of what is required to meet European climate targets. Only the most optimistic scenarios, which assume accelerated reforms in grids, permitting, and storage, would allow the targets set for the end of the decade to be achieved. The message is clear: current challenges are constraining the addition of new capacity.

The third chart focuses on the real weight of photovoltaics within the electricity mix. In just four years, solar PV has moved from being a complementary technology to becoming one of the main sources of electricity in many European countries. Its share of electricity generation continues to grow year after year, confirming that photovoltaics are no longer a future promise, but a backbone of the power system. At the same time, the problem of price cannibalisation is intensifying, as when one producer generates, their neighbour does so as well.

The fourth chart clearly summarises which countries are leading solar deployment in Europe. Germany continues to hold the top position in terms of newly installed capacity, followed closely by Spain, Italy, and France. However, the report highlights that growth no longer depends solely on market size, but on each country’s ability to unlock administrative and grid bottlenecks. Some smaller markets are beginning to stand out precisely because of their regulatory agility, while others with strong solar potential risk stagnation.

The report concludes with a message that aligns closely with many of the discussions recently seen in forums such as CITE and in debates around the European value chain: photovoltaics must shift from a logic of mass deployment to one of system integration. Additional megawatts alone are no longer sufficient. What is needed are grids, storage, electrification of demand, stable price signals, and regulatory frameworks that reduce risk for investors and developers.

In summary, Europe remains a global leader in solar energy, but the next leap forward will not be technological, it will be structural. If modernisation of the electricity system as a whole is not accelerated, photovoltaics risk becoming a victim of their own success.

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The Rise of Technical Curtailment in Spain

We continue with an analysis by Rodrigo García Ruiz from Optimize Energy, which connects directly with the previous topic: the challenge is no longer installing capacity, but integrating it. Spain has accumulated a large amount of renewable megawatts already in operation, with many more in the pipeline, while the available grid capacity is not expanding at the same pace. The result is a sustained increase in curtailment, especially at the most saturated photovoltaic and wind nodes.

The data shared by Rodrigo from Red Eléctrica for the period from July to December 2025 show stressed conditions at nodes such as Mérida, Tabernas, Alarcos, and La Solana, where up to 36% of renewable energy could not be integrated. Three main curtailment areas can be identified: the central and south-western part of the peninsula dominated by photovoltaics, the Ebro Valley with a strong wind presence, and the southern and south-eastern regions, once again largely photovoltaic. Extremadura and Castilla-La Mancha concentrate a significant share of both installed capacity and projects still entering the permitting process, further intensifying the issue.

Overall, renewable curtailment in 2025 already exceeds 2 TWh from photovoltaics alone, equivalent to 3.6% of the energy offered in the day-ahead market that is lost and not remunerated. The conclusion is clear: risk has shifted from construction to evacuation and real-time system operation.

Rodrigo concludes as follows:

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Germany Ready to Subsidise Electricity for Its Industry

The German government has launched a reduced industrial electricity price set at 5 c€/kWh, a measure that will come into force in 2026 and responds to a clear reality: electricity costs have become a strategic risk for German industry. According to Cube Concepts GmbH, although wholesale prices stabilised after the 2022 energy crisis, the average electricity price for industry stood at 23.3 c€/kWh in 2024 and remained between 17.8 and 18.8 c€/kWh in 2025, placing Germany at the upper end of the European range.

One of the most relevant aspects is the price structure. Only around 40% corresponds to the energy price itself, while the remaining 60% consists of grid fees, taxes, and surcharges. Since these components are difficult to reduce in the short term, the government has decided to act directly on the energy price, fixing it at 5 c€/kWh in order to improve the international competitiveness of electro-intensive industries and accelerate investments linked to the energy transition.

The mechanism will be applied retroactively: companies will be able to request compensation in 2027 for the 2026 financial year. The measure will be in force for three years (2026–2028). Support is activated when the average electricity market price exceeds €50/MWh, covering the difference down to 5 c€/kWh, but only for a portion of consumption.

Access to the programme is restricted to highly electro-intensive sectors exposed to international trade. In addition, the reduced price does not apply to 100% of consumption: on average, around 50% of the electricity consumed will be eligible for the subsidised price over the full period.

An interesting feature of the scheme is that companies must reinvest at least 50% of the aid received in renewables, storage, or energy efficiency. If this reinvestment reaches 80%, companies may receive an additional 10% bonus.

Through this measure, Germany aims to retain industrial activity, accelerate electrification, and strengthen its productive base in the midst of the energy transition. It is a policy that will undoubtedly be closely watched by the rest of Europe.

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Storage to the Rescue as Prices Continue to Fall

Not all news are negative for photovoltaics; batteries are coming to the rescue. Lithium-ion battery prices fell again in 2025, with an average decline of 8% to 108 USD/kWh, according to BloombergNEF’s annual battery price survey.

According to the analysis, the main driver behind this decline is industrial overcapacity, particularly in China. Battery factories have been built in anticipation of demand that has not yet materialised at the expected pace, which is beginning to generate intense competition among manufacturers. Added to this are continuous improvements in manufacturing processes, higher levels of automation, increased output per production line, and increasingly optimised designs. The result is that even when raw material prices increase, total battery costs continue to fall.

For the renewable energy sector, the impact is significant. Cheaper batteries improve the economic viability of storage at a time when wind power, and especially photovoltaics, are beginning to struggle with low prices, rising curtailment, and increasingly saturated grids. The lifeline is already in the water; it only needs to be taken.

However, BloombergNEF also issues a warning: these very low prices may not be sustainable across the entire value chain. Many manufacturers are operating with minimal margins, and future sector consolidation cannot be ruled out. In the medium term, the market may stabilise, but the message is clear: storage is no longer the economic bottleneck of the energy transition, but one of its greatest opportunities.

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Edition´s curiosity

Have you ever heard of miniature circuit breakers? I am sure that at some point you have had to switch them back on in your home electrical panel after overloading a power strip with too many devices.

In Solarletter #12 we discussed fuses on the DC side, and in Solarletter #17 we covered fuses on the AC side. Today we return to electrical protection devices, but this time we focus on miniature circuit breakers, also known as MCBs.

As the name suggests, a miniature circuit breaker is an automatic protection switch that operates through two mechanisms: thermal and magnetic.

• The thermal part works by means of a bimetallic strip that heats up when an overload current flows for a prolonged period. As it heats up, the strip bends and triggers the breaker, disconnecting the circuit in order to prevent the conductors from overheating.

• The magnetic part acts against short circuits. A very high current generates an intense magnetic field in a coil or electromagnet, which trips the mechanism instantaneously, quickly disconnecting the installation to prevent damage.

The main difference between miniature circuit breakers and fuses is that an MCB is a resettable device, whereas a fuse is single-use. Once the fault has been cleared, the miniature circuit breaker can be switched back on. By contrast, a fuse melts, effectively interrupting the circuit but requiring replacement afterwards, offering a simpler and less flexible form of protection.

The characteristic curve that defines the protection of a miniature circuit breaker is similar to that of a fuse when the current increases progressively, but it shows an abrupt trip once a certain current threshold is exceeded.

As already explained in Solarletter #17, the protection curve must lie to the left of the curve of the cable or circuit to be protected. This means that as the current increases, the protection device will always trip before the overcurrent can damage the cable or the circuit.

The existence of different tripping curves allows greater adaptability and flexibility in the design of electrical installations, depending on the characteristics of the circuit to be protected:

• Type B: Trips at 3 to 5 times the rated current. It is used in residential installations and circuits with resistive or slightly inductive loads, such as lighting and general-purpose outlets.

• Type C: Trips at 5 to 10 times the rated current. It is the most common type in light industrial and commercial installations, suitable for loads with moderate inrush currents such as small motors.

• Type D: Trips at 10 to 20 times the rated current. It is used in industrial installations with equipment that presents high starting current peaks, such as large motors, transformers, or heavy machinery.

The normative condition that must be fulfilled to select the rated current In of a miniature circuit breaker is as follows:

where:

• Ib is the design or operating current of the circuit.

• In is the rated current of the miniature circuit breaker.

• Iz is the maximum admissible current of the conductor.

Nevertheless, the selection of a miniature circuit breaker is not based solely on its curve and rated current. Other system parameters must also be considered, such as the operating voltage, the number of poles, the short-circuit current, and other relevant characteristics.

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Para aquellos que queráis ver un resumen de eólica y solar en España del 2025, os recomiendo que os paséis por el El Rincón de las Renovables de Kiko Maza. El resumen muestra la evolución de las renovables y el sector eléctrico el año pasado.

Aquí hablamos de fotovoltaica (y a veces de Baterías), si no os queréis perder futuras ediciones, os dejo un link aquí:

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

Solar Power EU, un vistazo hacia 2030

Durante la última década, la fotovoltaica europea ha vivido un crecimiento extraordinario, impulsado por la bajada de costes, la crisis energética y una voluntad política clara de reducir la dependencia de combustibles fósiles. Sin embargo, el último informe de SolarPower Europe muestra una bajada de marcha: Europa sigue y seguirá construyendo fotovoltaica, pero ya sin salirse de la pantalla, tal y como mostrábamos en Solarletter #8.

La primera de las gráficas es muy reveladora. Tras varios años de aceleración continua, la velocidad de instalación de nueva capacidad empieza a estabilizarse. No hablamos de una caída abrupta, pero sí de un frenazo claro respecto a la pendiente que vimos entre 2021 y 2023. La solar sigue siendo la tecnología que más capacidad instala en Europa, pero el crecimiento ya no es exponencial. Según el informe, la razón no es la tecnología ni el coste, sino factores estructurales: redes saturadas, retrasos administrativos, falta de electrificación de la demanda y una creciente canibalización de precios en las horas solares.

La segunda gráfica amplía esta idea mostrando varios escenarios de crecimiento hasta 2030. El escenario medio, queda por debajo de lo necesario para cumplir los objetivos climáticos europeos. Solo los escenarios más optimistas, que asumen reformas aceleradas en redes, permisos y almacenamiento, permitirían alcanzar las metas marcadas para finales de la década. El mensaje es claro: los desafíos actuales lastran la incorporación de nueva capacidad.

La tercera gráfica pone el foco en el peso real de la fotovoltaica en el mix eléctrico. En apenas cuatro años, la fotovoltaica ha pasado de ser una tecnología complementaria a convertirse en una de las principales fuentes de electricidad en muchos países europeos. Su cuota en la generación eléctrica sigue creciendo año tras año, lo que confirma que la fotovoltaica ya no es una promesa futura, sino una columna vertebral del sistema eléctrico. Al mismo tiempo, el problema de la canibalización se agrava, ya que cuando produces tu, también quiere producir tu vecino.

La cuarta gráfica resume muy bien qué países están liderando el despliegue solar en Europa. Alemania sigue ocupando la primera posición en términos de nueva capacidad instalada, seguida de cerca por España, Italia y Francia. Sin embargo, el informe destaca que el crecimiento ya no depende solo del tamaño del mercado, sino de la capacidad de cada país para desbloquear cuellos de botella administrativos y de red. Algunos mercados más pequeños están empezando a destacar precisamente por su agilidad regulatoria, mientras que otros, con gran potencial solar, corren el riesgo de estancarse.

El informe concluye con un mensaje que encaja perfectamente con muchas de las discusiones que hemos visto recientemente en foros como el CITE o en el debate sobre la cadena de valor europea: la fotovoltaica necesita pasar de una lógica de despliegue masivo a una lógica de integración en el sistema. Más megavatios por sí solos ya no son suficientes. Hace falta red, almacenamiento, electrificación del consumo, señales de precio estables y marcos regulatorios que reduzcan el riesgo para inversores y promotores.

En resumen, Europa sigue siendo un líder mundial en energía solar, pero el próximo salto ya no será tecnológico, sino estructural. Si no se acelera la modernización del sistema eléctrico en su conjunto, la fotovoltaica corre el riesgo de convertirse en víctima de su propio éxito.

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El avance de los curtailment técnicos en España

Seguimos con un análisis de Rodrigo García Ruiz de Optimize Energy, que conecta con la noticia anterior: el desafío ya no es instalar potencia, sino como integrarla. España acumula muchos megavatios renovables en operación y otros tantos en camino, pero la red disponible no crece al mismo ritmo. El resultado es un aumento sostenido de los curtailment, especialmente en los nudos más saturados de fotovoltaica y eólica.

Los datos que Rodrigo comparte de Red Eléctrica para el periodo de julio a diciembre de 2025 muestran situaciones tensas en nudos como Mérida, Tabernas, Alarcos o La Solana, donde hasta un 36% de la energía renovable no ha podido ser integrada. Se identifican tres grandes áreas de recorte: el centro y suroeste peninsular dominado por fotovoltaica, el valle del Ebro con fuerte presencia eólica, y el sur–sureste nuevamente muy fotovoltaico. Extremadura y Castilla-La Mancha concentran gran parte de la potencia ya instalada y de la que sigue entrando en tramitación, lo que intensifica el problema.

En conjunto, el curtailment renovable en 2025 ya supera los 2 TWh solo en fotovoltaica, lo que equivale a un 3,6% de la energía ofertada en el mercado diario que se pierde y no se remunera. La conclusión es clara: el riesgo se ha desplazado desde la construcción hacia la evacuación y la operación real del sistema.

Rodrigo concluye así:

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Alemania lista para subvencionar la electricidad de su industria

El Gobierno alemán ha puesto en marcha el precio eléctrico industrial reducido a 5 c€/kWh, una medida que entra en vigor en 2026 y responde a una realidad clara: el coste de la electricidad se ha convertido en un riesgo estratégico para la industria alemana. Según Cube Concepts GmbH, los precios mayoristas se estabilizaron tras la crisis energética de 2022, el precio medio para la industria fue de 23,3 c€/kWh en 2024 y se mantuvo todavía entre 17,8 y 18,8 c€/kWh en 2025, situándose en la parte alta del rango europeo.

Uno de los aspectos más relevantes es la estructura del precio. Solo alrededor del 40% corresponde al precio de la energía en sí, mientras que el 60% restante son peajes de red, impuestos y recargos. Dado que estos componentes son difíciles de reducir a corto plazo, el Gobierno ha decidido actuar directamente sobre el precio de la energía, fijándolo en 5 c€/kWh, con el objetivo de mejorar la competitividad internacional de las industrias electrointensivas y acelerar inversiones vinculadas a la transición energética.

El mecanismo se aplicará de forma retroactiva: las empresas podrán solicitar la compensación en 2027 para el ejercicio 2026. La medida tendrá una duración de tres años (2026–2028). La ayuda se activa cuando el precio medio del mercado eléctrico supere los 50 €/MWh, cubriendo la diferencia hasta alcanzar los 5 c€/kWh, pero solo para una parte del consumo.

El acceso al programa está restringido a sectores altamente electrointensivos y expuestos al comercio internacional. Además, el precio reducido no se aplica al 100% del consumo: en promedio, alrededor del 50% de la electricidad consumida podrá beneficiarse del precio subvencionado durante el periodo completo.

Algo interesante es que las empresas deberán reinvertir al menos el 50% de las ayudas recibidas en renovables, almacenamiento o eficiencia energética. Si esa reinversión alcanza el 80%, podrán obtener un bonus adicional del 10%.

De esta forma, Alemania busca retener industria, acelerar la electrificación y reforzar su base productiva en plena transición energética. Una medida que, sin duda, será observada muy de cerca desde el resto de Europa.

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Almacenamiento al rescate, sus precios siguen bajando

No todo son malas noticias para la fotovoltaica, las baterías vienen al rescate. Los precios de las baterías de iones de litio volvieron a bajar en 2025, con una caída media del 8 % hasta los 108 $/kWh, según la encuesta anual sobre precios realizada por BloombergNEF.

Según el análisis, el principal motor de esta caída es la sobrecapacidad industrial, especialmente en China. Las fábricas de baterías se han construido anticipando una demanda que todavía no ha llegado al ritmo esperado, lo que empieza a crear una fuerte competencia entre fabricantes (no sé porque, pero esta historia me suena). A esto se suman mejoras continuas en los procesos productivos, mayores tasas de automatización, rendimientos más altos por línea y diseños cada vez más optimizados. El resultado: incluso cuando las materias primas encarecen, el coste total sigue bajando.

Para el sector renovable, el impacto es clave. Baterías más baratas mejoran la viabilidad económica del almacenamiento, justo en un momento en el que la eólica y especialmente la fotovoltaica, se empiezan a ahogar en precios bajos, curtailment crecientes y redes cada vez más saturadas. El salvavidas está en el agua, solo tienen que cogerlo.

Sin embargo, BloombergNEF también lanza una advertencia: estos precios tan bajos no son necesariamente sostenibles para toda la cadena de valor. Muchos fabricantes están operando con márgenes mínimos, y no se descarta una futura consolidación del sector. A medio plazo, el mercado podría estabilizarse, pero el mensaje es claro: el almacenamiento ya no es el cuello de botella económico de la transición, sino una de sus grandes oportunidades.

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El consejillo de la edición

¿Has oído hablar alguna vez de los magnetotérmicos? Estoy seguro que alguna vez te ha tocado ir subirlos de nuevo en el cuadro eléctrico de tu casa. Te pasaste conectando aparatos a la regleta de un enchufe.

En Solarletter #12 hablamos de los fusibles en la parte de DC, y en Solarletter #17 de los fusibles en AC. Hoy volvemos a hablar de protecciones eléctricas, pero esta vez hablamos de los magnetotérmicos o MCB (Mini Circuit Breakers).

Tal y como indica su nombre, un magnetotérmico es un interruptor automático de protección que actúa mediante dos sistemas: térmico y magnético.

• La parte térmica funciona con una lámina bimetálica que se calienta cuando circula una sobrecarga durante un tiempo prolongado; al calentarse, se deforma y provoca el disparo, cortando el circuito para evitar el sobrecalentamiento de los conductores.

• La parte magnética actúa frente a cortocircuitos, ya que una corriente muy alta genera un campo magnético intenso en una bobina/electroimán que dispara el mecanismo de forma instantánea, desconectando la instalación rápidamente para evitar daños.

La principal diferencia entre los magnetotérmicos y los fusibles es que el magnetotérmico es un dispositivo rearmable, mientras que el fusible es de un solo uso. El magnetotérmico, una vez eliminada la falla, puede volver a conectarse. En cambio, el fusible se funde, interrumpiendo el circuito de forma efectiva pero obligando a sustituirlo después, ofreciendo una protección más simple y menos flexible.

La curva característica que define la protección del magnetotérmico es similar a la de un fusible cuando la corriente aumenta progresivamente, pero presenta un disparo abrupto al superarse un determinado valor de corriente.

Tal y cómo ya explicamos en la Solarletter #17, la curva de la protección debe estar a la izquierda de la curva del cable o el circuito que se quiera proteger, lo que significaría, que a medida que aumente la corriente, la protección siempre saltará antes de que la sobrecorriente afecte al cable o al circuito.

La existencia de distintas curvas permite una mayor adaptación y flexibilidad en el diseño de las instalaciones eléctricas, dependiendo de las características del circuito a proteger:

• Tipo B: Dispara entre 3 y 5 veces la corriente nominal. Se utiliza en instalaciones domésticas y circuitos con cargas resistivas o poco inductivas, como iluminación y tomas de uso general.

• Tipo C: Dispara entre 5 y 10 veces la corriente nominal. Es el más común en instalaciones industriales ligeras y comerciales, adecuado para cargas con corrientes de arranque moderadas como motores pequeños.

• Tipo D: Dispara entre 10 y 20 veces la corriente nominal. Se emplea en instalaciones industriales con equipos que presentan altos picos de arranque, como motores grandes, transformadores o maquinaria pesada.

La condición normativa que debe cumplirse para seleccionar la corriente nominal In​ de un magnetotérmico es la siguiente:

donde:

• Ib​​ es la corriente de diseño o de utilización del circuito.

• In​ es la corriente nominal del magnetotérmico.

• Iz​ es la corriente máxima admisible del conductor.

Aún y todo, la selección de un magnetotérmico no solo se basa en su curva y corriente nominal, también habría que tener en cuenta otros parámetros del sistema cómo la tensión de operación, el número de polos, la corriente de cortocircuito, etc..

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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¡Saludos solares!

This edition introduces a new Solarletter format: short, informal conversations with people working in the PV market, so that you not only read “my perspective” on the sector, but also hear directly from those who build and operate projects across Germany and Europe.

Today’s guest is Jan Schuka, Project Manager B2B at PFALZWERKE AKTIENGESELLSCHAFT, who is currently involved in the repowering of the PV park in Neustadt an der Weinstraße. A solar park that was built in 2003 as a pioneering 2 MWp project and is now being upgraded to nearly 4.5 MWp.

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Who is Jan?

Q: Who are you, Jan, and how did you enter the solar industry?
Jan: I have been working in the PV industry since 2015. I studied Environmental and Natural Sciences in Freiburg. After graduating, I had the opportunity to do an internship in the PV sector and was eventually offered a permanent position. My first company was a supplier and installation company for mounting structures and the construction of utility-scale PV plants, so I gained a lot of technical knowledge and built strong connections with EPCs. Later, I worked in project development for ground-mounted projects before joining Pfalzsolar (now Pfalzwerke) as a Project Manager in 2020.

Q: Where did you work before — wind, batteries, or “PV only”?
Jan: My bachelor’s thesis actually focused on wind energy (evaluating potential wind sites and location factors). Wind was not my original plan, but solar came into my life during the internship, and I stayed.

Neustadt: the original project (Neustadt I)

Q: Where is the project located?
Jan: Neustadt an der Weinstraße, Rhineland-Palatinate, southwest Germany.

Q: When was it originally commissioned, and how large was it?
Jan: The original PV park was commissioned in 2003 with a capacity of 2 MWp. At that time, it was one of the largest PV projects in Germany during the early EEG feed-in tariff era and one of the first large-scale systems to receive EEG support.

Q: Who built the PV park? Who supplied the modules?
Jan: The solar park was constructed turnkey by Pfalzsolar GmbH (now Pfalzwerke). Pfalzsolar was responsible for the delivery, installation, and commissioning of the entire PV system and also committed to taking back the plant after 20 years.
The modules used were, to our knowledge, supplied by RWE SCHOTT Solar GmbH. High-quality modules with a guaranteed performance period of over 25 years were installed.

Q: Who owned the plant and how was it structured?
Jan: The plant was divided into seven equal sections. Each section had a capacity of around 287 kWp and was mounted on gabions to avoid additional soil sealing. Citizens could participate through a limited partnership starting from an investment of €5,000, a classic form of citizen participation in Germany (Bürgerbeteiligung). Pfalzsolar as the EPC and Stadtwerke Neustadt each also held shares in the plant.

Neustadt II: Why repowering, what changes, and what remains?

Q: Why repower now?
Jan: The Neustadt project is part of a broader strategy by Pfalzwerke to systematically upgrade existing ground-mounted PV plants that are reaching the end of their EEG funding period. This strategy addresses several requirements: modern, efficient technology improves economic performance, and by using existing infrastructure, land consumption remains limited. This allows the energy transition to be accelerated at municipal, state, and federal levels without additional resource use.

In Neustadt, the EEG feed-in tariff expired at the end of 2024. In 2025, the PV park sold electricity directly on the spot market. Repowering began in October 2025, with completion planned for March 2026, in time to capture the 2026 summer production.

Q: How large will Neustadt II be?
Jan: Instead of 2 MWp, the new plant will produce around 4.5 MWp, supplying electricity for approximately 2,000 households.

Q: Why does capacity double even though the site does not get bigger?
Jan: Repowering is not purely a technical project, it requires deep expertise in land use, permitting, regulation, construction, technology, and operation. At Pfalzwerke, we bring this expertise together and develop tailored repowering solutions for each project.

In Neustadt, we maximised the site’s potential through:

1. Layout optimisation: The old layout consisted of small “tables” (around 12 modules per table arranged 3×4). We now build continuous rows, close gaps, and reduce “table jumps,” allowing more modules to be installed.

2. Improved module efficiency: The old modules were already strong for their time (295 Wp). The new modules reach up to 595 Wp. Efficiency gains over the past 20 years make the major difference.

Q: Are you reusing the old mounting system?
Jan: We keep the basic substructure and ballast positions, but they must be adapted to new module sizes and clamping points.

Q: Are old cables and infrastructure being reused?
Jan: No, much of it is rebuilt. The original plant used a central inverter system. We are now switching to a string inverter concept, which significantly changes the electrical design. Cable routes and trenches are newly constructed; often, work must be carried out twice (opening old trenches, removing components, then rebuilding).

Q: What happens to the transformer station?
Jan: The old transformer building and transformer were dismantled. The old building would no longer meet today’s certification requirements. In addition, the higher DC capacity requires a more powerful transformer. In this case, rebuilding everything ( new low-voltage distribution, new transformer, new building) is the most sensible solution.

Q: Will Neustadt II receive a new EEG feed-in tariff?
Jan: The plan is direct marketing. We are currently reviewing whether there might be a pathway back into EEG mechanisms.

Q: Who owns Neustadt II now?
Jan: Pfalzwerke and Stadtwerke Neustadt operate the park through a joint project company. Together, they are advancing the repowering project in a cooperative and economically viable way. In addition, the local economic development company is involved as the landowner and lessor.

Market reality: PV today and why hybridisation & storage matter

Q: How do you see the current PV market situation in Europe and Germany?
Jan: In many countries, conditions are becoming increasingly challenging. There are still viable business cases, but the framework conditions are tighter. The reasons include:

• Capital has become more expensive (higher interest rates, higher financing costs)

• Risk appetite has declined (even large players report losses; risk management has become stricter)

• In Germany, political uncertainty undermines confidence

• Grid connections are a major bottleneck: projects are delayed because grid capacity is unavailable at the time of implementation

So overall, the environment is harder than the exponential growth we experienced in the last 5-6 years.

Q: How do you address these new market challenges?
Jan: When grid connections are limited, one approach is to use an existing grid connection point (for example from a wind farm) and hybridise it with PV, since wind and PV do not always peak at the same time. This improves utilisation and saves grid infrastructure.

Q: Where do you see battery storage heading?
Jan: PV technology is already very mature and offers limited scope for major improvements. Battery storage, however, is developing rapidly, major advances in capacity, technology, and pricing have occurred in the last two to three years. The biggest challenge will be regulation and grid access.

(Solarletter note: This aligns with many observations, battery storage is increasingly becoming a “system enabler” rather than just an optional add-on.)

A few “fun” questions

Q: Where were you when Neustadt I was commissioned in 2003?
Jan: I was 13 years old, at school, probably on the football pitch and definitely not thinking about solar energy.

Q: Do you think you’ll still be working in the PV industry when Neustadt II comes to an end and might there be a “Neustadt III”?
Jan: I hope so. There’s always something happening in the solar industry, ups and downs, but also exciting projects and new topics like battery storage or hybrid parks. I can imagine that there will still be plenty to do over the next 20 years and that I’ll remain somewhere in the industry. And who knows, maybe in 20 years I’ll look at the park again and think, “ouh men, here we go again.” Let’s see what “Neustadt III” could achieve, maybe 10 MWp, maybe with battery storage…

The question everyone asks: Is repowering cheaper than a new build?

Q: Is repowering cheaper than building a new ground-mounted PV plant?
Jan: Not necessarily. Repowering can make economic sense, but it’s not automatic. Even when existing structures like mounting systems can be reused, additional steps and costs arise, such as:

• Dismantling the old plant

• Disposal and recycling of components

• Removal of old cables from the trenches and then placing new ones

• Replacing major equipment to meet today’s norms and certification

Each project requires an individual assessment and cost calculation.

Some Keynotes of the conversation

• Neustadt is one of the first utility-scale projects reaching the end of it´s lifetime: the project is still producing, but the EEG feed-in-tariff run out after 20 years.

• Capacity jump comes mainly from improvement in module efficiency and a cleaner layout, same site, more output (2 MWp → 4,5 MWp).

• Repowering is not automatically cheaper: deconstruction + recycling + redesign can erase much of the savings from reusing parts of the site.

• Grid and market is re-shaping everything: hybridisation and storage will keep PV alive, but at which cost?

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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Please note that text below has been translated from the spanish version by using AI

Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

Before we begin this edition, some important news: in the next Solarletter, I will be publishing a new feature, Solarletter’s first interview, with none other than Jan Schuka, Project Manager at Pfalzwerke. We will talk in detail about the repowering of the Neustadt photovoltaic park, which in 2003 was the largest in Germany and is now nearing the end of its useful life. A fascinating story about how a pioneering plant is reinventing itself almost two decades later.

If you don’t want to miss it, here is the link:

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

IEA Renewables 2025: Solar PV Remains the Backbone of Global Renewable Growth

The International Energy Agency (IEA) has released its new Renewables 2025 report. Here is a summary:

Once again, the conclusion is clear — solar photovoltaic (PV) continues to be the undisputed leader of the global energy system. It is expected to account for nearly 80% of the total increase in global renewable electricity capacity, maintaining its dominant share from 2024 onward.

However, progress is not without turbulence: grid integration, supply chain tensions, price declines, regulatory constraints, and the shift toward more competitive auction models have all significantly changed the outlook compared to last year’s report. Even so, according to the IEA:

This is equivalent to adding the combined electrical capacity of China, the European Union, and Japan.

• PV will account for nearly 80% of global renewable growth.

• Annual deployments will exceed 400–500 GW from now on.

• In most countries, solar growth between 2025 and 2030 will outpace that of the past five years.

The main reasons for solar’s central role are its low and continuously falling costs, simpler permitting compared to other technologies, and stronger social acceptance.

The report estimates that more than 750 GW of renewables will be installed in 2025, or even 840 GW in the accelerated scenario. Once again, solar leads the way, contributing almost 80% of new additions and maintaining its 2024 leadership. While utility-scale additions remain stable compared to 2024, distributed generation (residential and commercial) is accelerating, driven by electrification and the pursuit of energy independence by consumers.

As expected, China continues to set the pace. The IEA notes that Chinese solar installations reached an unprecedented peak in May 2025, just before a regulatory change that replaced long-term fixed tariffs with auctions. In that single month, China added 93 GWac — twelve times more than the previous year.

Yet, not all news is positive. The IEA has downgraded its renewable projections by 248 GW through 2030, with solar PV being the most affected. The report reduces overall renewable growth by 5% compared to Renewables 2024, a topic also discussed at CITE 2025.

Solar PV bears the brunt of this adjustment, representing more than 70% of the global downward revision. The reduction is concentrated in utility-scale projects, especially in the United States and China. In the U.S. alone, the IEA cuts solar deployment forecasts by nearly 40%.

The report reiterates one of the sector’s major challenges: grid expansion is not keeping pace with solar deployment. Moreover, solar is set to become the world’s second-largest source of electricity by 2027 — and the first in many countries before 2030.

Regarding the supply chain and manufacturing industry, the report highlights a significant overcapacity in the photovoltaic sector. Global module manufacturing capacity is now almost twice the annual installed capacity, as production has quadrupled since 2021, far outpacing installation growth.

As a result, module prices are at record lows. The IEA also anticipates a slowdown in new factory construction between 2025 and 2030, with China maintaining a 75–95% share of global production by 2030.

On the market side, negative prices continue to increase, typically occurring between 11:00 and 15:00, coinciding with peak solar generation and low demand.

To sustain this momentum, the IEA stresses that significant grid and storage expansion will be essential.

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SMA Solar Technology Achieves a Milestone in Grid-Forming Battery Inverters

Let us turn to some news from the German market on LinkedIn. The well-known German inverter manufacturer SMA Solar Technology has taken a significant step in the field of large-scale energy storage.

Its battery inverter, the “Sunny Central Storage,” has become the first to receive certification for grid-forming operation, enabling it to add inertia to the German power system. This milestone was also reported on September 10, 2025 (yes, I know I am a bit late) by pv magazine journalist Marian Willuhn.

The certification covers high and extra-high voltage connections and is based on the VDE-AR-N 4120 and VDE-AR-N 4130 standards, which allow the equipment to be used in the instantaneous reserve market scheduled to begin in 2026.

Why is this relevant for photovoltaics and energy storage? Here are a few key points:

• Because this type of inverter allows a battery plant not only to inject energy, but also to support the grid by providing inertia, stabilisation, and frequency response, which are essential in grids with high renewable penetration.

A brief note: this was one of the causes of the blackout in Spain last April.

• Because with the gradual shutdown of fossil-fuel plants in Europe, renewable systems must begin to assume functions traditionally performed by thermal turbines.

• Because it enhances the bankability of storage projects, as certification reduces technical and regulatory uncertainties, a common challenge for developers.

• Because developers and EPCs can now offer certified grid-forming capacity, which accelerates permitting processes and reduces technical and regulatory risks.

• Because it opens the door to additional revenue through participation in ancillary service markets, which are expected to become better regulated from 2026 onwards.

In Solarletter #26, we already covered what remains the largest battery system in Germany to date — a facility capable of responding to grid service requirements within seconds, providing frequency regulation and contributing to system stability.

In countries such as Spain, where the regulatory framework for storage is still under development, this international certification becomes a benchmark of quality and a technical standard to follow. Storage is no longer an add-on; it is becoming an essential component of any competitive renewable installation.

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Solar Looks for New Spaces: From Reservoirs in the Basque Country to Canals in California

This month, two Instagram videos caught our attention: one from the Basque Country, shared by El Diario Vasco, where the Basque Government has authorised the first floating installations on reservoirs; and another from California, posted by energiederzukunft, showing progress on the pioneering Project Nexus, which installs panels directly above irrigation canals.

In the Basque Country, floating projects are being introduced under strict conditions: biodiversity protection, water quality monitoring, and restrictions in sensitive areas. Even so, the potential is clear: they do not occupy land, they reduce evaporation, and they achieve higher performance thanks to the natural cooling effect of water. This is an especially attractive solution in regions where available space is limited and every hectare matters.

Despite this, the comments below the video appear to be largely negative. Could it be that public acceptance of photovoltaics is beginning to decline? What do you think?

Across the Atlantic, in California, the Turlock Irrigation District (TID) has just inaugurated the first operational segment of the state’s canal-top solar system. The objective is ambitious: once again, to generate electricity without occupying agricultural land, reduce maintenance costs, curb evaporation, and measure the cooling effect. The University of California estimates that if this solution were applied across the entire canal network of the state, it could save the equivalent of 290 billion litres of water per year and generate several gigawatts of solar capacity without requiring new land.

What is most interesting about both initiatives is that they align with a trend already discussed in Solarletter #27. Solar PV is leaving solid ground and exploring underutilised spaces — reservoirs, marshlands, ports, and canals — to minimise land-use conflicts.

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First Solar Expands U.S. Manufacturing with New South Carolina Facility

Let us move on to modules, as always. First Solar, the largest U.S. manufacturer of solar modules, has officially announced the construction of a new factory in South Carolina — a facility that will further strengthen its industrial presence in the United States and consolidate its commitment to domestic production under the framework of the Inflation Reduction Act (IRA).

The statement, published on the company’s website, confirms that the new facility will be located in Greenville County and will focus on manufacturing its thin-film photovoltaic modules based on cadmium telluride (CdTe). With this expansion, First Solar increases its number of factories on U.S. soil to five, thereby supporting the federal objective of rebuilding a strategic photovoltaic value chain within the country.

The plant forms part of the industrial roadmap driven by the IRA (more details in Solarletter #6), which provides tax credits to domestic manufacturers. First Solar has been one of the programme’s major beneficiaries and continues to expand its capacity to meet growing domestic demand without relying on imports from Asia.

The announcement comes at a time of rising tension in the United States regarding imports from China and Southeast Asia. Make Solar Great Again, or however one might call it?

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Edition´s curiosity

Due to lack of space, there will be no Edition´s curiosity this time.

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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Antes de empezar esta edición, una noticia importante: en la próxima Solarletter publicaré una nueva modalidad, la primera entrevista de Solarletter, nada menos que con Jan Schuka, Project Manager de Pfalzwerke. Hablaremos en detalle del repowering del parque fotovoltaico de Neustadt, que en su día allá por el 2003 fue el mayor de Alemania y que ahora afronta el final de su vida útil. Una historia fascinante sobre cómo se reinventa una planta pionera casi dos décadas después.

Si no os lo queréis perder, os dejo un link aquí:

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

IEA Renewables 2025: La fotovoltaica sigue siendo la columna vertebral del crecimiento renovable mundial

La Agencia Internacional de la Energía (IEA) ha publicado su nuevo informe Renewables 2025. Os dejo por aquí un resumen:

Un año más la conclusión es clara: la energía fotovoltaica continúa siendo la protagonista indiscutible del sistema energético global. Se espera que represente casi el 80 % del aumento total de la capacidad eléctrica renovable mundial, manteniendo su cuota dominante a partir de 2024.

Aun así, el avance no está exento de turbulencias: integración en red, tensiones en la cadena de suministro, caída de precios, restricciones regulatorias y la transición hacia modelos de subastas más competitivos han modificado sustancialmente las previsiones respecto al informe del año pasado. De todas formas, según el informe:

Esto es equivalente a sumar toda la capacidad eléctrica de China, la Unión Europea y Japón juntas. Y ahí, la fotovoltaica domina, vamos con una par de datos clave:

• La FV representará casi el 80% del crecimiento renovable global .

• El despliegue anual superará ampliamente los 400–500 GW/año de aquí en adelante.

• En la mayoría de países, el crecimiento fotovoltaico será mayor entre 2025 y 2030 que en los últimos cinco años.

La razones principales para que la fotovoltaica ocupe un lugar tan importante son los bajos costos (y en continuo descenso), un permitting más sencillo comparado a otras tecnologías (no me quiero imaginar cómo será en otro tipo de proyectos) y una aceptación social más favorable.

El informe estima que este 2025 se instalarán más de 750 GW renovables, o incluso 840 GW en el caso acelerado. Y, de nuevo, el solar tira del carro, ya que aportará casi el 80% de las nuevas adiciones, manteniendo su liderazgo de 2024. Mientras que la adición de utility-scale se mantiene estable comparada a 2024, la distribuida acelera: tanto residencial como comercial crecen por la electrificación y la búsqueda de independencia energética de los consumidores.

Cómo es de esperar, China vuelve a marcar el ritmo. De hecho, la IEA muestra cómo las instalaciones solares chinas llegaron a un pico sin precedentes en mayo de 2025, justo antes del cambio regulatorio que eliminaba tarifas fijas de larga duración y las sustituía por subastas. En ese mes, la FV china añadió 93 GWac de golpe, doce veces más que un año antes.

Pero no todo son celebraciones, ya que la IEA hace una revisión a la baja de las renovables: 248 GW menos hasta 2030, donde la fotovoltaica es la más afectada. El informe recorta en un 5% el crecimiento renovable previsto frente al Renewables 2024. Algo que también se comentó en el CITE 2025.

La fotovoltaica es la principal afectada, ya que supone más del 70% del recorte global. La reducción se concentra en utility-scale, especialmente en Estados Unidos y China. Solo en Estados Unidos, la IEA recorta el despliegue FV en casi un 40%.

El informe vuelve a subrayar uno de los grandes retos: La red no está creciendo al ritmo de la fotovoltaica. Además, la fotovoltaica llegará a convertirse en la segunda fuente eléctrica del mundo en 2027 y la primera en muchos países antes de 2030.

En cuanto a la cadena de suministro e industria manufactura, es interesante destacar la sobrecapacidad de fabricación en el sector fotovoltaico. La capacidad mundial de fabricación de módulos casi duplica la capacidad instalada anual. Y es que, la producción global se ha cuadruplicado desde 2021, muy por encima del ritmo de instalación.

Como consecuencia, los precios de los módulos están en mínimos. Además la IEA anticipa una ralentización de nuevas fábricas entre 2025–2030 y China mantendrá 75–95% de la cuota mundial en 2030.

Por otro lado, los precios negativos no paran de crecer. Ocurriendo por lo general en las horas centrales del día, de 11:00 a 15:00. Coincidiendo con la generación fotovoltaica y la baja demanda.

Aunque para que la fotovoltaica siga manteniendo este ritmo, sea necesario un fuerte despliegue de redes y almacenamiento:

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SMA logra el certificado grid-forming para inversores de baterías

Vamos con una noticia del mercado alemán de LinkedIn. Y es que el conocido fabricante de inversores alemán SMA Solar Technology ha dado un paso significativo en el mundo del almacenamiento a gran escala.

Su inversor de baterías “Sunny Central Storage” ha sido el primero en recibir un certificado para operación en modo grid-forming para añadir inercia al sistema eléctrico en Alemania. Este hito se publicó también el 10 de septiembre de 2025 (si, ya se que voy un poco tarde) por pv magazine en un artículo de la autora Marian Willuhn.

La certificación cubre conexiones de alta y extra alta tensión, y se basa en los estándares VDE-AR-N 4120 y VDE-AR-N 4130, lo que permite que el equipo se pueda utilizar en el mercado de reserva instantánea, previsto para empezar en 2026.

¿Por qué es relevante para la fotovoltaica y el almacenamiento? Vamos con un par de puntos interesantes:

• Porque este tipo de inversor permite que una planta con batería no solo inyecte energía, sino que también ayude a mantener el sistema eléctrico, aportando inercia, estabilización y respuesta ante fluctuaciones de frecuencia (clave para redes con alta penetración renovable).

Hago un breve inciso para recalcar que esta fue una de las razones por las que se dio el apagón en España en abril.

• Porque con el progresivo cierre de centrales fósiles en Europa, los sistemas renovables deben empezar a asumir funciones tradicionalmente reservadas a turbinas térmicas.

• Porque facilita la bancabilidad del almacenamiento, ya que la certificación reduce incertidumbres técnicas y regulatorias, un obstáculo habitual para los promotores.

• Porque los promotores y EPCs pueden ahora ofertar potencia con respaldo técnico certificado en modo grid-forming, lo que acelera permisos y reduce riesgo técnico-regulatorio.

• Porque se abre la vía para ingresos adicionales por participación en mercados de servicios de red, que previsiblemente estarán mejor regulados a partir de 2026.

En Solarletter #26 ya traímos por aquí la que hasta la fecha es la batería con mayor capacidad de Alemania. Con capacidad de respuesta para los servicios de red en segundos, prestando regulación de frecuencia y contribuyendo a la estabilidad del sistema.

En países como España, donde el marco regulatorio del almacenamiento todavía está en construcción, esta certificación internacional se convierte en referente de calidad y estándar técnico a emular. El almacenamiento ya no es un complemento, sino que empieza a ser una pieza esencial de cualquier instalación renovable competitiva.

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La solar busca nuevos espacios desde embalses en Euskadi a canales en California

Este mes hemos visto en dos vídeos en Instagram: uno desde Euskadi en el El Diario Vasco, donde el Gobierno Vasco ha autorizado las primeras instalaciones flotantes en embalses, y otro desde California en energiederzukunft, donde avanza el pionero Project Nexus, que instala paneles directamente sobre canales de riego.

En Euskadi, los proyectos flotantes entran con condiciones estrictas: protección de biodiversidad, control de calidad del agua y limitación de zonas sensibles. Aun así, el potencial es claro: no ocupan suelo, reducen evaporación y logran mejores rendimientos gracias al enfriamiento natural del agua. Una solución especialmente interesante en regiones donde el espacio disponible es limitado y cada hectárea importa.

Aún y todo, los comentarios del vídeo parecen estar bastante en contra. ¿Será que la aceptación de la fotovoltaica empieza a reducirse?¿Vosotros que opináis?

Al otro lado del Atlántico, en California, el Turlock Irrigation District (TID) acaba de inaugurarse el primer tramo operativo de paneles sobre canales del estado. El objetivo es ambicioso: de nuevo, producir energía sin ocupar terreno agrícola, reducir costes de mantenimiento, frenar la evaporación y medir el impacto del efecto refrigerante. La Universidad de California estima que, si esta solución se aplicara a toda la red de canales del estado, podría ahorrarse el equivalente a 290.000 millones de litros de agua al año y generar varios gigavatios sin nueva ocupación de suelo.

Lo más interesante de ambas iniciativas es que encajan en una tendencia que ya comentamos en la Solarletter #27. La fotovoltaica está abandonando la tierra firme y explorando espacios infrautilizados (embalses, marismas, puertos o canales) para minimizar conflictos de uso.

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First Solar amplía su producción en USA con una nueva planta en Carolina del Sur

Vamos con módulos como siempre. First Solar, el mayor fabricante estadounidense de módulos solares, ha anunciado oficialmente la instalación de una nueva fábrica en Carolina del Sur, una planta que reforzará aún más su presencia industrial en EE. UU. y consolidará su apuesta por la producción local bajo el paraguas del Inflation Reduction Act (IRA).

El comunicado, publicado en la web de la compañía, confirma que la nueva instalación se ubicará en el condado de Greenville y que estará centrada en la fabricación de sus módulos fotovoltaicos de tecnología thin-film basados en telururo de cadmio (CdTe). Con esta expansión, First Solar eleva a cinco sus fábricas en territorio estadounidense, apoyando así el objetivo federal de reconstruir una cadena de valor fotovoltaica estratégica dentro del país.

La planta se enmarca en la hoja de ruta industrial impulsada por el IRA (más información en Solarletter #6), que ofrece créditos fiscales a los fabricantes nacionales. First Solar ha sido uno de los grandes beneficiarios del programa, y sigue ampliando capacidad para atender la demanda interna creciente sin depender de importaciones asiáticas.

El anuncio llega en un momento de creciente tensión en EE. UU. respecto a las importaciones de China y el sudeste asiático. ¿Make Solar Great Again o cómo sería eso?

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El consejillo de la edición

Debido a falta de espacio, no habrá consejillo de la edición esta vez.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

Si te ha gustado, ayúdame a darle un segundo empujón compartiendolo en tus redes sociales, con tus amigos o compañeros de trabajo. Y si no te ha gustado, te pido disculpas, pero no se aceptan devoluciones.

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¡Saludos solares!

Esta edición es un tanto especial, Enercluster tuvo el detalle de invitarnos al Congreso internacional de la Transición Energética (CITE 2025) en Pamplona, Navarra. Para quienes no conozcáis a Enercluster, se trata del consorcio que agrupa y representa los intereses del sector renovable en Navarra, actuando como punto de encuentro entre empresas, instituciones y agentes de toda la cadena de valor. Desde las grandes compañías energéticas hasta ingenierías, consultoras, fabricantes de electrónica de potencia, fundiciones o pymes de máquina herramienta, Enercluster trabaja por una industria renovable integrada y competitiva.

El CITE es un congreso bianual organizado por este consorcio con el objetivo de analizar las tendencias del sector renovable y fomentar la colaboración industrial. La edición de este año volvió a reunir a ponentes de primer nivel y a un público que refleja la diversidad del ecosistema energético navarro.

Agradezco de nuevo la invitación, porque el nivel de las intervenciones ha sido excepcional. A continuación, intentaré resumir lo más destacado de algunas de las sesiones principales de la mañana y de los dos bloques de la tarde. Y para los que tengáis curiosidad por la parte eólica, no os preocupéis: mi buen amigo Sergio Fernández Munguía ha hecho, como siempre, un excelente resumen en Windletter.

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Ahora sí, vamos con el resumen.

Congreso CITE 2025 - Apertura institucional

Hago un breve inciso porque seguramente muchos de vosotros ya habéis leído la edición especial del CITE 2025 en la Windletter. Es por ello, que aquí no volveré a tratar los paneles ya resumidos por Sergio. Aquí te encontraras las conclusiones de los siguientes paneles:

• Experiencias internacionales en la defensa de la cadena de valor renovable (10:30 – 11:30)

• Mesa CEOs PV & Storage (13:15 – 14:15)

• Panel sobre almacenamiento de energía (15:30 – 16:30)

• Panel sobre hidrógeno verde (16:30 – 17:30)

Si te interesan estos temas, entonces quédate que te lo cuento:

Mesa CEOs Wind (9:30 – 10:30)

Esta mesa ha sido resumida en la Windletter.

Experiencias internacionales en la defensa de la cadena de valor renovable (10:30 – 11:30)

• Mike Carr – Executive Director - Solar Energy Manufacturers of America

• Ruben Davis – Senior Policy Officer - Cleantech for Europe

• Silvia Gavorniková – Head of Export Credits and Competition Division, OECD

• Iker Chasco (Moderador) – Managing Director Enercluster

El segundo panel del CITE 2025 giró en torno a un tema clave para el futuro del sector: cómo proteger la cadena de valor renovable en un contexto global dominado por China y en el que Estados Unidos parece estar adaptándose. Las intervenciones ofrecieron una radiografía clara: mientras el primero gana por volumen y el segundo por estrategia, Europa sigue sin encontrar su propio modelo industrial.

Mike, refiriéndose al Inflation Reduction Act (IRA), explicó cómo la política estadounidense ha priorizado la manufactura local y ha generado un cambio de tendencia. Estados Unidos pasó de un consumo eléctrico plano o en descenso a un crecimiento impulsado por centros de datos y grandes consumidores industriales. “Los nuevos off-takers necesitan electricidad rápida y barata, y las renovables —especialmente la solar— ofrecen ambas cosas”, señaló.

Por su parte, Rubén fue tajante con el diagnóstico europeo: “Invertimos en universidades, en centros de I+D, pero descuidamos la industria y el mercado”. Recordó que entre 2009 y 2023 el gobierno chino destinó 230.000 millones de dólares en subsidios solo para el sector del automóvil eléctrico. “La cuestión no es quién inventa, sino quién fabrica”, dijo. Europa, a su juicio, corre el riesgo de convertirse en un laboratorio sin industria.

Mike añadió que los descensos vertiginosos de precios del polisilicio en China hacen inviable cualquier planificación industrial a largo plazo en Europa o EE. UU. “No se puede hacer un plan económico estable cuando los precios caen tan rápido”, apuntó. Además, destacó que la industria europea carece de volumen para competir internacionalmente.

Silvia introdujo una reflexión clave: “No todas las subvenciones son buenas”. En su opinión, los incentivos en China están empezando a volverse en su contra, creando sobrecapacidad y presión en los márgenes.

Rubén volvió a tomar la palabra para poner un ejemplo revelador: “El arancel sobre las baterías en la Unión Europea es del 1,3 %, mientras que en EE. UU. es del 25 %”. Para él, los subsidios sin medidas comerciales de protección son inútiles. “Estamos perdiendo know-how frente a China”, lamentó. Sylvia coincidió, subrayando que lo que Europa necesita no es solo financiación, sino un cambio de mentalidad.

Rubén cerró el panel con una propuesta concreta: los proyectos renovables subvencionados en Europa deberían incorporar cláusulas que obliguen a comprar producto local. “Si el dinero público financia la transición energética, tiene que servir también para fortalecer nuestra industria”, concluyó.

☕ Coffee break☕

Mesa CEOs Developers (12:15 – 13:15)

Esta mesa ha sido resumida en la Windletter.

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Mesa CEOs PV & Storage (13:15 – 14:15)

• Bertrand Lecacheux – CEO Holosolis

• Christoph Podewils – Secretary General - European Solar Manufacturing Council (ESMC)

• Edurne Zoco – Head Technologies and Supply Chains, Energy Transition – S&P Global Commodity Insights

• Herve Amosse – EVP – SAFT Energy Storage Solutions

• Marc Rechter – CEO – MCPV

El panel de CEOs de fotovoltaica y almacenamiento fue, sin duda, uno de los más realistas —y críticos— del CITE 2025. Bajo la pregunta inicial de la moderadora —“¿por qué hay un desfase entre la manufactura y la regulación?”— se desarrolló una conversación que puso el dedo en la llaga: Europa ha instalado gigavatios, pero ha dejado morir su tejido industrial.

Los ponentes coincidieron en que el Net Zero Industry Act (NZIA), creado para impulsar la manufactura europea frente al Inflation Reduction Act estadounidense, llegó tarde y mal ejecutado. Mientras Europa discutía su aplicación, China aprovechó la pandemia para construir su capacidad industrial. “Ellos construyeron durante el COVID lo que ahora están utilizando”, resumió Christoph.

Mark fue aún más directo: “Europa necesita recuperar la confianza regulatoria. Ya se prometieron medidas en el pasado, pero no llegaron. Por eso el capital y el talento se están yendo fuera”. Según él, hay talento y capital en Europa, pero no se invierte por falta de reglas claras y estables.

Laurent insistió en que la manufactura europea debe ser rentable, no subsidiada. Sin beneficios económicos, no hay futuro industrial. En la misma línea, Hervé explicó cómo las fábricas de baterías en Europa ya no pueden abastecerse con componentes producidos localmente: “Al principio utilizábamos celdas europeas, pero ya no se encuentran”. El ejemplo de la fotovoltaica se repite: la mayor parte de los módulos, inversores o materiales base proviene de China.

Pese a ello, parte de la cadena de valor sigue viva en Europa: ingeniería SCADA, cumplimiento de códigos de red, instaladores, EPCs, mantenimiento y gestión de activos. Todos esos servicios siguen generando empleo y conocimiento dentro del continente. “En China hay muchos proveedores, lo que mejora los precios y la tecnología —explicaba Hervé—, pero en Europa tenemos el talento y el conocimiento técnico”.

Laurent propuso atraer a fabricantes chinos mediante joint ventures que permitan que una parte de la producción y del valor añadido se quede en Europa, “como hizo China décadas atrás”.

Los ponentes también abordaron la presión a la baja en los precios. Según Christoph, los precios actuales “ponen en riesgo la calidad del producto”. Citó un estudio chino según el cual el 60 % de los módulos no cumple las especificaciones que figuran en sus fichas técnicas, y mencionó el ejemplo de los tests de granizo. Hervé añadió que la densidad energética de las baterías ha pasado de 500 kWh a 5 MWh por contenedor de 20 pies, subrayando la necesidad de incorporar almacenamiento para aportar inercia al sistema. Además, recordó que la UE exige que al menos el 70 % de los componentes de las baterías sean reciclables, lo que puede convertirse en una ventaja competitiva a medio plazo.

Mark recordó que China ha invertido entre tres y cinco billones de yuanes en I+D, una cifra inalcanzable para Europa. Pero, como señaló Hervé, colaborar con China podría ser una oportunidad para recuperar parte de ese conocimiento mediante alianzas estratégicas.

El cierre del panel dejó un mensaje claro: Europa necesita un cambio de mentalidad urgente, tanto a nivel político como industrial. Hay que pasar de los análisis lentos a la acción pragmática y rápida, simplificar la regulación y hacer de Europa un entorno “bancable” que inspire confianza al capital. Las administraciones deben liderar con el ejemplo, impulsando la compra pública de productos europeos y fortaleciendo la cadena de suministro local. El reto está en encontrar el equilibrio entre proteger lo propio sin cerrarse al mundo, aprendiendo de la estrategia industrial de China sin perder la identidad europea. Porque sin una base manufacturera sólida, la propia I+D europea está en riesgo. El futuro dependerá de la colaboración inteligente, la innovación, la calidad y la resiliencia, respaldadas por políticas que impulsen de verdad la fabricación local y el valor añadido dentro del continente.

🥪 13:45 Comida networking 🥪

Panel sobre almacenamiento de energía (15:30 – 16:30)

En paralelo tuvo lugar un Panel sobre O&M. Esta mesa ha sido resumida en la Windletter.

• Luis Marquina – Presidente – AEPIBAL

• Peer Piske – Managing Partner – Alantra

• Rodrigo Hartstein – Head of Portfolio Management BESS – Siemens Energy

• Susana Gómez – Head of Renewable Energy – Nexus Energía

• Will Broad – Global Director of Policy and Market – Long duration Storage Council (LDES)

El panel dedicado al almacenamiento energético fue uno de los más esperados del CITE 2025, y dejó una conclusión compartida por todos los ponentes: sin almacenamiento no habrá transición energética, pero el marco regulatorio aún no está preparado.

El moderador, Eugenio, abrió la sesión con una buena noticia: durante el almuerzo se habían aprobado nuevos fondos FEDER para proyectos de almacenamiento. Pero el optimismo duró poco: las intervenciones coincidieron en que, más allá del apoyo puntual, el sector carece todavía de una estructura regulatoria sólida y predecible.

Rodrigo subrayó que los sistemas de baterías (BESS) son esenciales para aportar inercia y estabilidad a la red, pero que por sí solos no resolverán todos los problemas. “El almacenamiento es una pieza clave, no la única”, coincidía Eugenio, recordando que el futuro pasará por un mix de tecnologías complementarias. Susana apuntó que las renovables han incrementado la volatilidad de precios, los vertidos y la congestión en red, y que el almacenamiento ofrece una respuesta a todos estos desafíos.

Pierre fue tajante: “No hay un marco, ni una regulación clara. Se habla mucho, pero poco se concreta. Quizás el año que viene”, ironizó. Susana coincidió: “En España aún no existe un marco regulatorio integral, pero tenemos la oportunidad de aprender de nuestros vecinos europeos”.

Will amplió la visión tecnológica: el almacenamiento no debe limitarse a las baterías de litio. “El futuro será híbrido: almacenamiento electroquímico, térmico, mecánico e hidráulico. No hay una solución única”, defendió. En España, de hecho, crece el interés por el almacenamiento térmico con sales fundidas o roca caliente, especialmente en aplicaciones industriales y proyectos híbridos con renovables.

Rodrigo recordó que todas las tecnologías necesitan apoyo en sus primeras etapas. En Reino Unido e Irlanda, explicó, fue necesario crear un mecanismo de mercado de capacidad para garantizar la rentabilidad de los BESS, porque el modelo puramente merchant no era suficiente. “Sin visibilidad de ingresos, no hay financiación”, añadió.

Eugenio llevó la discusión hacia lo práctico: “¿Cómo se estiman los ingresos de un proyecto y cómo se hacen bancables?”. Pierre respondió que la clave está en empezar con proyectos pequeños, generar experiencia y conocimiento, y construir desde ahí la confianza de la banca. Rodrigo, por su parte, defendió la colocación de baterías junto a plantas renovables, ya que permite optimizar los puntos de conexión y reducir costes de operación. Aun así, recordó que las baterías no aportan capacidad de cortocircuito, por lo que otras tecnologías de estabilización seguirán siendo necesarias.

Sobre los 20 GW de proyectos de almacenamiento actualmente en desarrollo en España, Eugenio preguntó si hay espacio para todos. Susana respondió con claridad: “Espacio hay. Lo que falta son mecanismos de financiación estables”. Pierre insistió en la necesidad de diversificar las fuentes de ingresos —arbitraje, servicios de balance, mercados de capacidad—, pero subrayó que lo esencial es dar estabilidad a esos flujos.

El panel concluyó con consenso en varios puntos: el almacenamiento debe ser diverso, flexible y rentable. España necesita avanzar más rápido en la creación de mecanismos de predicción de ingresos. Y debe impulsar la digitalización de la red y tarifas dinámicas para fomentar el almacenamiento detrás del contador (BTM) en la industria.

Como recordó Eugenio al cerrar: “Tenemos la tecnología, tenemos los proyectos, tenemos incluso la financiación… lo que falta es el marco que les dé sentido”.

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Panel sobre hidrógeno verde (16:30 – 17:30)

En paralelo tuvo lugar un Panel sobre grid. Esta mesa ha sido resumida en la Windletter.

• Susana de Pablo – General Director of Engineering, Technology and Digitalization – Enagas

• Carlos Ayuso – Innovation Projects & Processes Director – Moeve

• Juan Peña – Chief Corporate Business and Institutional Affairs Officer – Grupo Enhol

• Alan Ripa – CEO – Acciona Plug

• Luis Solla – CEO – Nordex Electrolyzers

• Antonio González (Moderador) – Vice President – Spanish Hydrogen Association (AeH2)

El último panel del CITE 2025 abordó una de las grandes promesas de la transición energética: el hidrógeno verde. La mesa dejó una sensación compartida entre los ponentes: el potencial es enorme, pero el ritmo al que avanza Europa sigue siendo demasiado lento.

El moderador abrió el debate preguntando dónde se encuentra hoy el verdadero valor del hidrógeno. Carlos respondió que su primer y más lógico uso está en sustituir el hidrógeno gris existente, empleado en refinerías, fertilizantes o producción de metanol. “Ahí está el impacto inmediato y económicamente más viable”, señaló. A medio plazo, el hidrógeno también tiene cabida en industrias térmicas intensivas —como la cerámica o el vidrio— y en transporte pesado, donde la electrificación es más compleja por cuestiones de peso y espacio. En cambio, en el transporte ligero, coincidieron varios panelistas, la electrificación directa seguirá siendo la opción dominante.

Susana centró su intervención en la infraestructura: “El hidrógeno puede almacenar energía, equilibrar generación y demanda, y dar una segunda vida a la red de gas existente”. España, destacó, cuenta con una posición estratégica dentro de los corredores europeos y ha recibido 75 millones de euros de fondos CEF para proyectos de infraestructura. Recordó, además, que “el hidrógeno no es una tecnología nueva: ya existen más de 5.000 kilómetros de hidroductos”. Sin embargo, el despliegue masivo requiere tiempo, inversión y un marco regulatorio claro y estable.

Luis aportó una visión desde la industria, destacando que acababan de inaugurar su primer prototipo de electrolizador de 2,5 MW. Subrayó que Europa necesita un plan a largo plazo, que no cambie con cada legislatura, y medidas concretas como eliminar peajes, ofrecer incentivos fiscales y reducir la burocracia. “Tenemos una oportunidad histórica —dijo—, pero si seguimos al ritmo actual, la perderemos”.

Alan coincidió en el diagnóstico: la lentitud puede pasar factura. Recordó que esta es ya la tercera ola del hidrógeno —tras los intentos fallidos de los 70, 80 y 2000—, pero que aún no se han cumplido las expectativas. Se sobreestimó la velocidad a la que bajarían los costes de los electrolizadores y de la electricidad, y hoy el precio objetivo de 2 €/kg sigue lejos de alcanzarse. Según sus datos, hay unos 800 proyectos en desarrollo en Europa, pero solo el 4 % llega a decisión de financiación (FID). “El dinero está, pero se bloquea en proyectos que aún no están listos para construir”, explicó, defendiendo que los fondos públicos deberían priorizar los proyectos realmente ready to build y cerrar el gap entre los costes de producción y lo que la demanda está dispuesta a pagar.

Juan aportó una reflexión práctica: “La energía renovable antigua también puede alimentar proyectos de hidrógeno. Lo importante es que la administración no ponga palos en la rueda”. Propuso penalizar a los promotores que ganen subastas e incentivos y luego no ejecuten, para evitar la especulación que frena al sector.

Carlos cerró apuntando que para abaratar costes se necesitan proyectos de gran escala, pero advirtió de las limitaciones de red: “No es fácil meter 400 MW en un nudo”. Coincidió en que la infraestructura será el gran cuello de botella si no se planifica con visión sistémica.

En conjunto, los ponentes coincidieron en que Europa necesita claridad, estabilidad y velocidad. La regulación debe acompañar al mercado, premiando los proyectos maduros y penalizando la inacción. La innovación y la digitalización serán esenciales para reducir costes, al igual que la colaboración entre productores, ingenierías e industria consumidora.

El mensaje final fue claro: el hidrógeno verde no necesita más promesas, sino acción coordinada y pragmática. Si Europa quiere aprovechar su ventaja geográfica y su potencial renovable, deberá pasar del discurso a la ejecución —y hacerlo antes de que esta tercera ola también se disipe.

Reflexión personal

El CITE ha sido un recordatorio de que la transición energética no es solo una cuestión de tecnología, sino de propósito. Podemos instalar más renovables que nunca, pero si las fábricas cierran, si las cadenas de valor se marchan y si el talento se dispersa, la independencia energética se quedará en un eslogan.
Lo importante ya no es solo generar electricidad verde, sino generar oportunidades. Ese debería ser el objetivo verdadero. Quizás Roma se construyo en un día, la riqueza de Navarra, no.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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¡Saludos solares!

Please note that text below has been translated from the spanish version by using AI

Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

This edition is somewhat special. Enercluster had the courtesy of inviting us to the International Congress on the Energy Transition (CITE 2025) in Pamplona, Navarra. For those who may not be familiar with Enercluster, it is the consortium that brings together and represents the interests of the renewable energy sector in Navarra, acting as a meeting point for companies, institutions, and stakeholders across the entire value chain. From large energy corporations to engineering firms, consultancies, power electronics manufacturers, foundries, and SMEs in the machine-tool sector, Enercluster works towards a more integrated and competitive renewable industry.

The CITE is a biennial congress organised by this consortium with the goal of analysing trends in the renewable energy sector and fostering industrial collaboration. This year’s edition once again brought together high-level speakers and an audience that reflects the diversity of Navarra’s energy ecosystem.

I would like to express my gratitude once again for the invitation, as the quality of the presentations was truly outstanding. Below, I will attempt to summarise the key highlights from some of the main morning sessions and the two afternoon panels. For those interested in the wind energy segment, do not worry — my good friend Sergio Fernández Munguía has, as always, prepared an excellent summary in Windletter.

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I am always open to suggestions, questions, and comments, so please feel free to contact me. If you like it, don't hesitate to subscribe and share!

Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

Congress CITE 2025 - Institutional opening

I will make a brief note, as many of you have probably already read the special CITE 2025 edition in the Windletter. For this reason, I will not revisit the panels that have already been summarised by Sergio. Here, you will find the conclusions from the following panels:

• International Experiences in Defending the Renewable Value Chain (10:30 – 11:30)

• CEOs PV & Storage Roundtable (13:15 – 14:15)

• Energy Storage Panel (15:30 – 16:30)

• Green Hydrogen Panel (16:30 – 17:30)

If you are interested in these topics, then stay with me, and I will tell you all about it.

CEOs Wind Roundtable (9:30 – 10:30)

This panel has been summarised in the Windletter.

International Experiences in Defending the Renewable Value Chain (10:30 – 11:30)

• Mike Carr – Executive Director - Solar Energy Manufacturers of America

• Ruben Davis – Senior Policy Officer - Cleantech for Europe

• Silvia Gavorniková – Head of Export Credits and Competition Division, OECD

• Iker Chasco (Moderador) – Managing Director Enercluster

The second panel of CITE 2025 revolved around a key topic for the future of the sector: how to protect the renewable value chain in a global context dominated by China, while the United States appears to be adapting. The interventions provided a clear overview: while the first wins by volume and the second by strategy, Europe has yet to define its own industrial model.

Mike, referring to the Inflation Reduction Act (IRA), explained how U.S. policy has prioritised local manufacturing and triggered a major shift. The United States moved from flat or declining electricity consumption to growth driven by data centres and large industrial consumers. “The new off-takers need electricity that is both fast and affordable, and renewables — particularly solar — offer both,” he stated.

Ruben was direct in his assessment of Europe: “We invest in universities and R&D centres, but we neglect industry and the market.” He recalled that between 2009 and 2023, the Chinese government allocated 230 billion dollars in subsidies to the electric vehicle sector alone. “The question is not who invents, but who manufactures,” he said. In his view, Europe risks becoming a laboratory without industry.

Mike added that the sharp decline in polysilicon prices in China makes any long-term industrial planning unfeasible in Europe or the United States. “It is impossible to build a stable economic plan when prices fall so rapidly,” he noted. He also emphasised that European industry lacks the scale needed to compete globally.

Silvia introduced a crucial reflection: “Not all subsidies are good.” In her opinion, China’s incentives are beginning to work against it, creating overcapacity and putting pressure on profit margins.

Ruben took the floor again to provide a revealing example: “The tariff on batteries in the European Union is 1.3%, while in the United States it is 25%.” For him, subsidies without trade protection measures are ineffective. “We are losing know-how to China,” he lamented. Silvia agreed, stressing that what Europe needs is not only financing, but a shift in mindset.

Ruben concluded the panel with a concrete proposal: subsidised renewable projects in Europe should include clauses requiring the purchase of locally produced equipment. “If public money is financing the energy transition, it must also serve to strengthen our industry,” he concluded.

☕ Coffee break☕

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CEOs Developers Roundtable (12:15 – 13:15)

This panel has been summarised in the Windletter.

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CEOs PV & Storage Roundtable (13:15 – 14:15)

• Bertrand Lecacheux – CEO Holosolis

• Christoph Podewils – Secretary General - European Solar Manufacturing Council (ESMC)

• Edurne Zoco – Head Technologies and Supply Chains, Energy Transition – S&P Global Commodity Insights

• Herve Amosse – EVP – SAFT Energy Storage Solutions

• Marc Rechter – CEO – MCPV

The photovoltaic and storage CEOs panel was, without a doubt, one of the most realistic—and critical—sessions of CITE 2025. Under the moderator’s initial question —“Why is there a gap between manufacturing and regulation?”— a conversation unfolded that struck at the core of the issue: Europe has installed gigawatts, but it has allowed its industrial fabric to deteriorate.

The speakers agreed that the Net Zero Industry Act (NZIA), designed to promote European manufacturing in response to the United States’ Inflation Reduction Act, came too late and was poorly implemented. While Europe debated its application, China used the pandemic years to build its industrial capacity. “They built during COVID what they are now using,” summarised Christoph.

Mark was even more direct: “Europe needs to restore regulatory trust. Promises of measures have been made in the past, but they never arrived. That is why both capital and talent are leaving.” According to him, Europe still has both talent and capital, but investments are not being made due to a lack of clear and stable rules.

Laurent insisted that European manufacturing must be profitable, not subsidised. Without economic viability, there can be no industrial future. In the same vein, Hervé explained that battery factories in Europe can no longer rely on locally produced components: “At the beginning we used European-made cells, but they are no longer available.” The photovoltaic sector faces the same situation: most modules, inverters, and raw materials now come from China.

Nevertheless, part of the value chain remains active in Europe: SCADA engineering, grid code compliance, installers, EPC contractors, maintenance, and asset management. All of these services continue to generate employment and technical expertise across the continent. “In China there are many suppliers, which improves both price and technology,” Hervé explained, “but in Europe we have the talent and technical knowledge.”

Laurent proposed attracting Chinese manufacturers through joint ventures that would allow part of the production and added value to remain in Europe — “just as China did decades ago.”

The panel also addressed the downward pressure on prices. According to Christoph, current prices “put product quality at risk.” He cited a Chinese study stating that 60% of modules do not meet the specifications listed on their technical datasheets, mentioning hail-resistance testing as an example. Hervé added that the energy density of batteries has increased from 500 kWh to 5 MWh per 20-foot container, underscoring the need to integrate storage to provide inertia to the system. He also reminded the audience that the EU requires at least 70% of battery components to be recyclable, which could become a competitive advantage in the medium term.

Mark pointed out that China has invested between three and five trillion yuan in R&D — a figure unattainable for Europe. However, as Hervé noted, collaboration with China could offer an opportunity to recover part of that knowledge through strategic alliances.

The panel concluded with a clear message: Europe urgently needs a change in mindset, both politically and industrially. The continent must move from slow analysis to pragmatic, fast action — simplifying regulation and creating a “bankable” environment that inspires investor confidence. Public administrations must lead by example, promoting the purchase of European-made products and strengthening local supply chains. The challenge lies in finding a balance between protecting domestic industry and remaining open to the world — learning from China’s industrial strategy without losing Europe’s identity. Without a strong manufacturing base, Europe’s own R&D is at risk. The future will depend on smart collaboration, innovation, quality, and resilience — all supported by policies that genuinely promote local manufacturing and added value within the continent.

🥪 13:45 Comida networking 🥪

Energy Storage Panel (15:30 – 16:30)

In parallel, a Panel on O&M took place.. This panel has been summarised in the Windletter.

• Luis Marquina – President – AEPIBAL

• Peer Piske – Managing Partner – Alantra

• Rodrigo Hartstein – Head of Portfolio Management BESS – Siemens Energy

• Susana Gómez – Head of Renewable Energy – Nexus Energía

• Will Broad – Global Director of Policy and Market – Long duration Storage Council (LDES)

The panel dedicated to energy storage was one of the most anticipated sessions of CITE 2025 and concluded with a message shared by all speakers: without storage, there will be no energy transition — but the regulatory framework is still not ready.

The moderator, Eugenio, opened the session with good news: during lunch, new FEDER funds for storage projects had been approved. However, the optimism did not last long. The speakers agreed that, beyond occasional support, the sector still lacks a solid and predictable regulatory structure.

Rodrigo emphasised that Battery Energy Storage Systems (BESS) are essential for providing inertia and stability to the grid, but that they alone will not solve all the challenges. “Storage is a key component, but not the only one,” Eugenio agreed, reminding the audience that the future will rely on a mix of complementary technologies. Susana pointed out that renewables have increased price volatility, curtailment, and grid congestion — challenges to which storage provides a direct response.

Pierre was blunt: “There is no framework, no clear regulation. Much is discussed, but little is implemented. Perhaps next year,” he said with irony. Susana agreed: “In Spain, there is still no comprehensive regulatory framework, but we have the opportunity to learn from our European neighbours.”

Will broadened the technological perspective: storage should not be limited to lithium batteries. “The future will be hybrid — electrochemical, thermal, mechanical, and hydraulic storage. There is no single solution,” he argued. In Spain, interest is growing in thermal storage using molten salts or hot rock, particularly for industrial applications and hybrid renewable projects.

Rodrigo reminded that all technologies require support during their initial stages. In the United Kingdom and Ireland, he explained, it was necessary to establish a capacity market mechanism to ensure the profitability of BESS projects, as a purely merchant model was insufficient. “Without revenue visibility, there is no financing,” he added.

Eugenio steered the discussion toward a practical question: “How can project revenues be estimated, and how can they become bankable?” Pierre responded that the key lies in starting with small projects, gaining experience and expertise, and building trust with the banking sector over time. Rodrigo, for his part, advocated colocating batteries with renewable plants, as this allows optimisation of grid connection points and reduction of operating costs. Even so, he reminded that batteries do not provide short-circuit capacity, so other stabilisation technologies will still be necessary.

Regarding the 20 GW of storage projects currently under development in Spain, Eugenio asked whether there is room for all of them. Susana responded clearly: “There is room. What is missing are stable financing mechanisms.” Pierre insisted on the need to diversify revenue streams — arbitrage, balancing services, capacity markets — but stressed that stability in those flows is essential.

The panel concluded with consensus on several points: storage must be diverse, flexible, and profitable. Spain needs to move faster in creating mechanisms for revenue forecasting, and must accelerate grid digitalisation and dynamic tariffs to promote behind-the-meter (BTM) storage in industry.

As Eugenio reminded in closing: “We have the technology, we have the projects, we even have the financing… what we lack is the framework that gives them meaning.”

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Green Hydrogen Panel (16:30 – 17:30)

In parallel, a Panel on grid took place. This panel has been summarised in the Windletter.

• Susana de Pablo – General Director of Engineering, Technology and Digitalization – Enagas

• Carlos Ayuso – Innovation Projects & Processes Director – Moeve

• Juan Peña – Chief Corporate Business and Institutional Affairs Officer – Grupo Enhol

• Alan Ripa – CEO – Acciona Plug

• Luis Solla – CEO – Nordex Electrolyzers

• Antonio González (Moderador) – Vice President – Spanish Hydrogen Association (AeH2)

The final panel of CITE 2025 addressed one of the great promises of the energy transition: green hydrogen. The discussion left a shared impression among the speakers — the potential is enormous, but the pace at which Europe is advancing remains far too slow.

The moderator opened the debate by asking where the true value of hydrogen lies today. Carlos responded that its first and most logical application is in replacing existing grey hydrogen, which is used in refineries, fertiliser production, and methanol manufacturing. “That is where the immediate and economically viable impact can be found,” he noted. In the medium term, hydrogen also has a role to play in heat-intensive industries — such as ceramics and glass — and in heavy transport, where electrification is more complex due to weight and space constraints. In contrast, several panellists agreed that in light transport, direct electrification will remain the dominant option.

Susana focused her intervention on infrastructure: “Hydrogen can store energy, balance generation and demand, and give a second life to the existing gas network.” She highlighted that Spain occupies a strategic position within the European corridors and has received 75 million euros in CEF funding for infrastructure projects. She also reminded the audience that “hydrogen is not a new technology: more than 5,000 kilometres of hydrogen pipelines already exist.” However, she stressed that large-scale deployment requires time, investment, and a clear and stable regulatory framework.

Luis contributed an industrial perspective, noting that his company had just inaugurated its first 2.5 MW electrolyser prototype. He emphasised that Europe needs a long-term plan that does not change with every legislature, as well as concrete measures such as removing network charges, offering tax incentives, and reducing bureaucracy. “We have a historic opportunity, but if we continue at the current pace, we will lose it,” he warned.

Alan agreed with the diagnosis: Europe’s slowness could have serious consequences. He recalled that this is already the third hydrogen wave — after unsuccessful attempts in the 1970s, 1980s, and 2000s — yet expectations have still not been met. The decline in the cost of electrolysers and electricity has been slower than expected, and the target price of €2/kg remains distant. According to his data, there are about 800 projects under development in Europe, but only 4% reach a final investment decision (FID). “The money exists, but it is tied up in projects that are not yet ready to build,” he explained, arguing that public funding should prioritise truly ready-to-build projects and bridge the gap between production costs and market demand.

Juan added a practical reflection: “Older renewable assets can also power hydrogen projects. The key is that public administrations must not become an obstacle.” He proposed penalising developers who win auctions or incentives but fail to execute, in order to curb the speculation that slows down the sector.

Carlos concluded by stating that reducing costs will require large-scale projects, but he warned of grid limitations: “It is not easy to connect 400 MW to a single node.” He agreed that infrastructure will become the main bottleneck unless it is planned with systemic vision.

Overall, the panellists agreed that Europe needs clarity, stability, and speed. Regulation must accompany the market, rewarding mature projects and penalising inaction. Innovation and digitalisation will be essential to reduce costs, as will collaboration among producers, engineering firms, and industrial consumers.

The final message was clear: green hydrogen no longer needs more promises, but coordinated and pragmatic action. If Europe wishes to capitalise on its geographic advantage and renewable potential, it must move from discourse to execution — and do so before this third wave also fades away.

Reflexión personal

The CITE has been a reminder that the energy transition is not only a matter of technology, but of purpose. We may be able to install more renewable capacity than ever before, but if factories close, if value chains move abroad, and if talent becomes scattered, energy independence will remain nothing more than a slogan.

Clean energy must be accompanied by clean industry, coherent policies, and a narrative that inspires. What truly matters is not only generating electricity, but generating opportunities. That is the real meaning of what we do.

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

If you liked it, help me give it a boost by sharing it on your social media, with your friends, or coworkers. And if you did not like it, I apologize, but returns are not accepted.

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Please note that text below has been translated from the spanish version by using AI

Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

I am late publishing the Solarletter again. But this year has been pretty busy. I got married this summer, we bought a house, and the projects are constantly on the rise. After this vacation, we will have something new, so if you do not want to miss it, do not forget to subscribe.

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

Solar Cannibalization: Spain vs Germany

The other day I was shared an interesting LinkedIn post by Zach Williams in which he discusses and compares the cannibalization of solar photovoltaic energy in the electricity markets of Spain and Germany, two countries that I follow very closely. For those who do not know me yet, I am from Bilbao, but I have been living in Germany for 7 years, currently in Frankfurt.

The post summarizes an article published in Modo Energy. It states that installed solar capacity in Germany has surpassed 100 GW. However, summer peak demand rarely exceeds 60 GW. On sunny days, solar floods the market and pushes prices down.

The impact is already visible on the economics of projects that operate under merchant conditions (without guaranteed tariffs). However, they are saved by the fact that 90% of projects in Germany rely on subsidies similar to feed-in tariffs, and those payments are covered by the federal budget.

The solar capture rate fell from 98% to 54% in less than three years. The solar capture rate measures the average price that solar generators receive in relation to the average market price.

Let me make a brief note here. For those reading from Spain, the term apuntamiento fotovoltaico might sound more familiar. Both indicators are used to show the same thing: the cannibalization of solar energy prices. In Solarletter #22, we already discussed these terms for the first time.

So far in 2025, that value has been around 54%, far below the 98% registered in 2022.

A clear seasonal pattern can be observed: in May and June, monthly capture rates fell as low as 0.43 and 0.44.

Part of the problem lies in Germany’s geographical situation. Its latitude means that most of the generation is concentrated in the summer months. Last year, 43% of solar production was concentrated in just three months: June, July, and August. Given the design of south-oriented solar panels and Germany’s latitude, each gigawatt installed produces much more during summer.

Additionally, midday demand has been falling by about 1 GW per year, while solar production has been increasing by nearly 3 GW.

The German day-ahead market functions through a pay-as-cleared auction, meaning it is a marginal market just like the Spanish one. Generators bid based on their costs, and the cheapest are accepted until demand is covered. In the end, all generators receive the same price as the last accepted bid that met demand.

The market floor price can fall as low as -€500/MWh. Yes, you read that correctly, bids can be submitted with negative prices. Subsidized renewables and must-run assets (such as nuclear) usually bid at that price to ensure their production.

What is incredible is that in the last five years, around 11 GW of additional capacity has been added that bids at negative prices during the day.

Spain covers 18% of its demand with solar energy, while Germany only 10%. Even so, capture rates are almost identical. The difference lies in seasonality and demand patterns:

• In Spain, the production profile is flatter and demand grows in summer due to the need for air conditioning.

• In Germany, peak production falls in summer months, when demand also falls.

  

Why does Germany continue to build solar projects even though returns are shrinking? As mentioned above, more than 90% of plants operate with feed-in tariffs or guaranteed market premiums, ensuring revenue even when prices collapse.

Furthermore, since 2017, new capacity has come through auctions or PPAs. (In Solarletter #13 we showed how in 2023, Germany was already the second EU country for this type of agreement) However, as capture rates decline, the gap between actual project revenues and what subsidies cover grows. This creates pressure to reform subsidies and positions storage as a central piece for future viability.

Germany’s 2030 target is to reach 215 GW of installed solar capacity. In other words, this can only get worse. Batteries appear to be the inevitable answer: storing cheap midday energy to deliver it at times of high demand.

For consumers, storage can mean lower costs if done properly. For investors, it provides the security that the market no longer guarantees.

CITE25 Congress – The meeting point for the renewable energy industry

Pamplona will host the 4th International Congress of the Industry for the Energy Transition (CITE25), organised by Enercluster, on 23 October.

The congress will focus on key technologies such as wind energy, solar, storage, and green hydrogen, and will address topics like the challenges facing Europe’s renewable industry in a global context, new national and European legislation, technology trends, and the relationship between renewables and society.

You can check out the list of speakers here and the full agenda here. All the latest updates about the event are also being shared via the CITE Congress LinkedIn page.

🎟️ You can get your ticket by clicking on the banner just below.

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New Milestones for ib Vogt in Segovia and Resilience Against Wildfires

ib Vogt in Spain has reached a new milestone with the signing of the PAC (Provisional Acceptance Certificate) for three of its projects within the Segovia Cluster (shared on LinkedIn), the largest solar complex developed by the company in the country to date. These projects include Castaño Solar (133 MWp), Baobab Solar (95 MWp), and Pato Solar (110 MWp), which together contribute more than 330 MWp of capacity to the electricity system. This reinforces ib Vogt’s position as one of the major players in the Iberian market.

This success is complemented by news that highlights the importance of Operation and Maintenance (O&M) and preventive management in renewable projects. During the recent devastating wildfires that have swept across Spain, flames reached the boundaries of the Bienvenida plant, a 49 MW facility located in the province of Badajoz. Thanks to the coordinated work of the O&M team and preventive measures such as perimeter firebreaks, land clearing through the grazing of 700 sheep, and on-site firefighting equipment, the plant not only withstood the flames without damage, but also acted as a barrier, preventing the fire from spreading to nearby infrastructure. A video of this has been shared on LinkedIn.

This underscores the importance of integrating sustainability, prevention, and safety into every phase of a solar or renewable energy project. Many of you may have heard the myth of wildfires being linked to renewable energy development. For further reading, here is an article by Sergio in Windletter #118.

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Megaprojects on water, whether on marshes or offshore

A few days ago, while browsing LinkedIn, I came across a post by Gang Wang, which was shared with me by Sergio Fernández, that included a video about an alleged “2 GW intertidal solar PV project in Pingyang, Wenzhou (Zhejiang).” Intrigued, I began to investigate further in order to confirm the information.

What I found is that indeed, there is a photovoltaic project in the tidal zone in Pingyang (Zhejiang), as reported by the local press In Zhejiang. It is an innovative installation due to its location, where the solar panels are surrounded by water when the tide rises. However, the capacity of the project is far more modest than the 2 GW mentioned on LinkedIn. Based on the information available, it is closer to one tenth of that capacity.

The Pingyang plant is relevant due to its pioneering nature, but it does not appear to reach the scale that was claimed.

Following the trail, I was led to a completely different development: the 2 GW offshore project announced in 2024 by the China National Nuclear Corporation (CNNC), also located in Zhejiang. This project does match the scale of a megaproject and is designed to be installed offshore, with the potential to become the largest marine photovoltaic plant in the world.

Nevertheless, the most solid reports (from Power Technology, Global Times) date back to mid-2024, and I have not found updates regarding its construction status or commissioning. My impression is that the LinkedIn video conflated two different realities: the existing intertidal project in Pingyang, which is smaller in scale, and the 2 GW offshore project in Zhejiang, which remains in the development stage.

Beyond this specific case, what is clear is China’s ambition for marine solar energy. The province of Jiangsu launched a plan in early 2025 to develop 27.3 GW of offshore photovoltaics, becoming the first region in the world to establish such a large-scale strategy for a type of solar project that remains relatively unexplored but holds significant potential (PV-magazin).

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Top 30 module manufacturers of the first half of the year

Let us take a look at a ranking of the largest maritime shipments of photovoltaic modules, created by SolarBe Global. In the first half of 2025, Jinko Solar remains the undisputed leader in the global photovoltaic market, with more than 41 GW of module shipments, consolidating its established position in the industry. The same occurred when we shared the equivalent ranking back in 2023 in Solarletter #5.

LONGi follows closely, having capitalised on the momentum of its BC modules in the distributed market and its strong capacity in tenders to strengthen its market share. Meanwhile, JA Solar and Trina Solar are in extremely close competition, to the point that they have been jointly classified in the third position, pending mid-year financial reports to determine who ultimately secures a place on the podium.

The dominance of these giants is clear: the top four companies account for more than 46.5% of global sales in the first half of the year. If Tongwei and Astronergy are included, the group of the top six surpasses 60%, a level that ensures sufficient capacity to meet global demand. By contrast, the companies ranked between 16 and 30 barely reach 11.2% of the total.

An interesting trend is that several of the highest-ranking companies have begun to reduce their shipment targets, prioritising profitability over volume. This reflects a shift in mindset within the industry, which is beginning to place greater emphasis on long-term development. Ultimately, the real competitiveness of Chinese photovoltaics is not measured solely in gigawatts, but in the ability to sustain solid and balanced growth over time.

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Edition´s microtip curiosity

The photovoltaic market is undergoing a clear transition: moving away from P-Type cells, which dominated the past decade, and giving way to N-Type cells, which are more efficient and durable. But what does this mean in practice, and what are the differences between technologies such as PERC, TOPCon, and HJT?

P-Type cells are manufactured with boron-doped silicon and form the basis of the well-known PERC technology. They are characterised by low cost and mass production, but they face issues of light-induced degradation (LID) and lower resistance in warm climates.

N-Type cells, doped with phosphorus, do not suffer from these problems and offer better temperature coefficients, lower annual degradation, and higher efficiency. They form the basis of the most advanced technologies such as TOPCon and HJT.

Here are the main technologies in the market:

• PERC: the economical option, widely adopted in the market. Good performance, but higher degradation and shorter lifetime.

• TOPCon: the “middle ground” solution. High efficiency (24–25%), low degradation, and lower costs compared to HJT.

• HJT: the technological benchmark. Efficiency up to 25%, excellent temperature coefficient, and a lifetime of more than 30 years with over 90% capacity retained. Its challenge lies in manufacturing cost.

  

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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Otra vez me retraso en la publicación de la Solarletter. Pero este año está siendo bastante intenso. Me he casado este verano, nos hemos comprado una casa y los proyectos no dan tregua. Después de estas vacaciones, traemos algo nuevo, así que si no te lo siquieres perder, no olvides en subscribirte.

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

Canibalización fotovoltaica: España vs Alemania

El otro día me compartieron un interesante post de LinkedIn de Zach Williams en el que habla y compara de la canibalización de la energía fotovoltaica en el mercado eléctrico de España y Alemania, dos países a los cuales sigo muy de cerca. Para los que aún no me conocéis, soy de Bilbao, pero vivo desde hace 7 años en Alemania, actualmente en Fráncfort.

El post resume el artículo publicado en Modo Energy. En él nos cuentan que la potencia fotovoltaica instalada en Alemania ha superado los 100 GW. Pero la demanda pico en verano rara vez excede los 60 GW. En los días soleados, la fotovoltaica inunda el mercado y hunde los precios.

El impacto ya es visible en la economía de los proyectos que operan bajo condiciones “merchant” (sin tarifas aseguradas). Sin embargo, les salva que el 90 % de los proyectos en Alemania cuentan con subvenciones al estilo feed-in tariff, y esos pagos los cubre el presupuesto federal.

La tasa de captura fotovoltaica (capture rate) cayó de 98 % a 54 % en menos de tres años. La tasa de captura fotovoltaica mide el precio promedio que reciben los generadores solares con relación al precio promedio del mercado.

Aquí hago un pequeño inciso. Para los que me leeis desde España, seguramente os suene más el término del apuntamiento fotovoltaico. Ambos indicadores se usan para mostrar lo mismo, la canibalización de los precios de la energía fotovoltaica. En Solarletter #22, ya hablamos por primera vez de estos términos.

En lo que va de 2025, ese valor ha sido de alrededor del 54 %, muy por debajo del 98 % que se registraba en 2022.

Se observa un patrón estacional claro: en mayo y junio, las tasas mensuales de captura bajaron a valores tan bajos como 0,43 y 0,44.

Parte del problema reside en la situación geográfica de Alemania, su latitud hace que la mayor parte de la generación se concentre en los meses de verano. El año pasado, el 43 % de la producción solar se concentró en solo tres meses: junio, julio y agosto. Dado el diseño de los paneles solares con orientación sur y la latitud alemana, cada gigavatio instalado produce mucho más en verano.

Además, a esto se le suma que la demanda al mediodía ha ido cayendo alrededor de 1 GW al año, mientras que la producción solar sigue el camino contrario y ha aumentado en cerca de 3 GW.

El mercado diario (day-ahead) alemán funciona mediante subasta “pay-as-cleared”, es decir, es un mercado marginal al igual que el español. Los generadores ofertan basándose en sus costos, y los más baratos se aceptan hasta cubrir la demanda. Al final, todos los generadores acaban recibiendo lo mismo que lo ofertado por el último generador que cerró la demanda.

El precio mínimo (floor price) del mercado puede llegar a - €500/MWh. Si, habéis leído bien, se pueden hacer ofertas con precios negativos. Energías renovables subvencionadas y activos obligatorios (must-run, como la nuclear) suelen ofertar a ese precio para garantizar su producción.

Lo increíble reisde en que en los últimos cinco años, se han añadido unos 11 GW adicionales de potencia que ofertan a precios negativos durante el día.

España cubre un 18 % de su demanda a través de la energía fotovoltaica, mientras que Alemania tan sólo el 10 %. Aún así, las tasas de captura son casi idénticas. La diferencia está en la estacionalidad y en los patrones de demanda:

• En España el perfil de producción es más plano y la demanda crece en verano debido a la necesidades del aire acondicionado.

• En Alemania, la mayor producción cae en los meses de verano, cuando la demanda también cae.

¿Por qué Alemania sigue entonces construyendo proyectos fotovoltaicos aunque los retornos se reduzcan? Tal y como hemos comentado arriba, más del 90 % de los parques funcionan con feed-in tariffs o primas de mercado garantizadas, lo que asegura ingresos incluso cuando los precios se colapsan.

Es más, desde 2017, la nueva capacidad ha salido vía subastas o través de PPAs (En Solarletter #13 ya mostramos cómo en 2023, Alemania ya era el segundo país de la UE para este tipo de acuerdos). Sin embargo, a medida que bajan las tasas de captura, la brecha entre los ingresos reales de los proyectos y lo que cubren los subsidios crece. Esto genera presión para reformar los subsidios y pone al almacenamiento como pieza central de la viabilidad futura.

El objetivo alemán de 2030 pasa por disponer de 215 GW de potencia fotovoltaica. Es decir, esto sólo puede ir a peor. Las baterías apuntan como la respuesta inevitable: almacenar energía barata al mediodía para llevarla a los momentos de alta demanda.

Para los consumidores, el almacenamiento puede significar menores costes si se hacen bien las cosas. Para los inversores, la seguridad que ya no aporta el mercado.

Congreso CITE25 - El punto de encuentro de la industria renovable

Pamplona acogerá el próximo día 23 de octubre el IV Congreso Internacional de la Industria para la Transición Energética (CITE25) organizado por Enercluster.

El congreso abordará tecnologías clave como la energía eólica, solar, almacenamiento e hidrógeno verde, y tratará temáticas como los retos de la industria renovable europea en un contexto global, nuevas legislaciones nacionales y europeas, tendencias tecnológicas y la relación entre renovables y sociedad.

Podéis consultar el plantel de ponentes aquí y la agenda de la jornada aquí. Además, todas las novedades sobre el evento se van anunciando a través de la página de LinkedIn del Congreso CITE.

🎟️ Puedes conseguir tu entrada haciendo clic en el banner que encontraréis justo debajo.

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Nuevos hitos de ib Vogt en Segovia y resiliencia frente a incendios

ib Vogt en España marca un nuevo hito con la firma del PAC (Provisional Acceptance Certificate) de tres de sus proyectos del Clúster Segovia (visto en LinkedIn), el mayor conjunto solar que ha desarrollado en el país hasta la fecha. Se trata de Castaño Solar (133 MWp), Baobab Solar (95 MWp) y Pato Solar (110 MWp), que en conjunto aportan más de 330 MWp de potencia al sistema eléctrico. Esto refuerza la posición de ib vogt como uno de los grandes actores del mercado en la península.

A este éxito se suma una noticia que pone en valor la importancia de la Operación y Mantenimiento (O&M) y de la gestión preventiva en los proyectos renovables. Durante los terribles incendios forestales que han azotado las últimas semanas en España, las llamas alcanzaron los límites de la planta de Bienvenida de 49 MW, en la provincia de Badajoz. Gracias al trabajo coordinado del equipo de O&M y a medidas preventivas como cortafuegos perimetrales, desbroce mediante pastoreo de 700 ovejas y equipamiento antiincendios in situ, la planta no solo resistió sin daños, sino que actuó como barrera frente al fuego, evitando que se extendiera hacia infraestructuras cercanas. En LinkedIn comparten un vídeo:

Esto refleja la importancia de integrar sostenibilidad, prevención y seguridad en cada fase de un proyecto fotovoltaico y renovable en general. Seguro que a vosotros os ha llegado el mito de los incendios para construir renovables. Para vosotros, os dejo este artículo de Sergio en Windletter #118.

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Megaproyectos sobre el agua, ya sean sobre marismas u offshore

Hace unos días, navegando por LinkedIn, me encontré con un post de Gang Wang, que Sergio Fernández compartió conmigo, en el que compartía un vídeo sobre un supuesto “2 GW intertidal solar PV project en Pingyang, Wenzhou (Zhejiang)”. Intrigado, empecé a investigar un poco más a fondo para confirmar la información.

Lo que encontré es que, efectivamente, en Pingyang (Zhejiang) existe un proyecto fotovoltaico en la zona de marismas, como recogió la prensa local In Zhejiang. Se trata de una instalación innovadora por su ubicación, donde los paneles fotovoltaicos quedan rodeados por agua cuando sube la marea. Sin embargo, la capacidad del proyecto es mucho más modesta que los 2 GW mencionados en LinkedIn, por lo que he podido encontrar, se trata de una décima parte.

La planta de Pingyang es relevante por su carácter pionero, pero no parece alcanzar la escala mencionada.

Al seguir el hilo, la pista me llevó a otro desarrollo completamente distinto: el proyecto offshore de 2 GW anunciado en 2024 por la China National Nuclear Corporation (CNNC), también en Zhejiang. Este sí corresponde a un megaproyecto diseñado para instalarse en aguas offshore, con el potencial de convertirse en el mayor parque fotovoltaico marino del mundo.

No obstante, las noticias más sólidas (Power Technology, Global Times) datan de mediados de 2024, y no he encontrado actualizaciones sobre su estado de construcción o puesta en marcha. Me da la sensación que el vídeo de LinkedIn mezcló ambas realidades: un proyecto en Pingyang instalado en marismas que existe pero con una capacidad menor, y el proyecto offshore de 2 GW en Zhejiang que sigue en fase de desarrollo.

Más allá de este caso puntual, lo que sí está claro es la ambición de China con la solar marina. La provincia de Jiangsu lanzó a principios de 2025 un plan para desarrollar 27,3 GW de fotovoltaica offshore, convirtiéndose en la primera región del mundo en estructurar una estrategia de tal envergadura para un tipo de proyecto fotovoltaico poco explorado, pero con gran potencial (PV-magazine).

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Top 30 del primer semestre de los fabricantes de módulos

Vamos ahora con un Ránking de los mayores envíos marítimos de módulos fotovoltaicos. Creado por SolarBe Global. En el primer semestre de 2025, Jinko Solar se mantiene como líder indiscutible en el mercado fotovoltaico mundial, con más de 41 GW de envíos de módulos, lo que confirma su posición consolidada en la industria. Lo mismo que cuando compartimos el mismo Ránking en 2023 en Solarletter #5.

Le sigue de cerca LONGi, que ha aprovechado el impulso de sus módulos BC en el mercado distribuido y su fuerte capacidad en licitaciones para reforzar su cuota. Por su parte, JA Solar y Trina Solar se encuentran en una competencia muy ajustada, al punto que han sido clasificadas de manera conjunta en la tercera posición, a la espera de que los informes financieros de mitad de año permitan definir quién ocupa finalmente el podio.

El peso de estos gigantes es evidente: las cuatro primeras compañías concentran más del 46,5% de las ventas globales en la primera mitad del año. Si se suman Tongwei y Astronergy, el grupo de las seis mayores supera el 60%, un nivel que garantiza capacidad suficiente para abastecer la demanda mundial. Mientras tanto, las empresas que ocupan los puestos 16 al 30 apenas alcanzan el 11,2% del total.

Una tendencia interesante es que varias de las empresas mejor posicionadas han comenzado a reducir sus objetivos de envíos, priorizando la rentabilidad sobre el volumen. Esto refleja un cambio de mentalidad en la industria, que empieza a poner mayor énfasis en el desarrollo a largo plazo. Al final, la competitividad real de la fotovoltaica china no se mide únicamente en gigavatios, sino en su capacidad para sostener un crecimiento sólido y equilibrado en el tiempo.

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El consejillo La curiosidad de la edición

El mercado fotovoltaico está viviendo una transición clara: dejar atrás las células P-Type, dominantes en la última década, para dar paso a las N-Type, más eficientes y duraderas. Pero, ¿qué implica esto en la práctica y qué diferencias hay entre tecnologías como PERC, TOPCon y HJT?

Las células P-Type están fabricadas con silicio dopado con boro y son la base de la conocida tecnología PERC. Se caracterizan por ser baratas y de producción masiva, pero presentan problemas de degradación inducida por la luz (LID) y menor resistencia en climas cálidos.

Las N-Type, dopadas con fósforo, no sufren esos problemas y ofrecen mejores coeficientes de temperatura, menor degradación anual y mayor eficiencia. Son la base de las tecnologías más punteras como TOPCon y HJT.

Aquí las tecnologías principales del mercado:

• PERC: la opción económica, muy extendida en el mercado. Buen rendimiento, pero con degradación superior y menor vida útil.

• TOPCon: el “punto medio” ideal. Alta eficiencia (24–25%), bajo nivel de degradación y costes contenidos en comparación con HJT.

• HJT: la joya tecnológica. Eficiencia de hasta el 25%, coeficiente de temperatura excelente y una vida útil superior a 30 años con más del 90% de capacidad retenida. Su reto: el coste de fabricación.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

Primera fuente eléctrica de la UE por primera vez en la historia

La energía fotovoltaica marca un nuevo hito en junio de 2025 en Europa. Según el último análisis de Ember, la energía solar se convirtió por primera vez en la principal fuente de generación eléctrica de la Unión Europea, superando a la nuclear, la eólica y, por supuesto, a los combustibles fósiles. La fotovoltaica generó un 22,1% de toda la electricidad de la UE, lo que equivale a 45,4 TWh, consolidando su papel protagonista en el mix energético del continente durante los meses de máxima irradiación.

Este gráfico muestra cómo la solar superó a todas las demás fuentes, seguida de cerca por el 21,8 % de la nuclear y el 15,8 % de la eólica. El gas quedó reducido al 14,4 % y el carbón, a un mínimo histórico del 6,1%. Interesante ver de nuevo la gran sinergia existente entre la estacionalidad de la energía eólica y fotovoltaica. Cuando una empieza a bajar la otra empieza a subir. Será interesante ver cómo las baterías de adaptan a las renovables.

Este récord no llega solo, pues al menos 13 países europeos alcanzaron máximos históricos de generación solar en un solo mes. Este incremento ha sido gracias a la instalación acelerada de nueva capacidad fotovoltaica, que a su vez, ha ayudado a suministrar gran parte de la energía eléctrica demandada durante la ola de calor.

El ascenso de la energía fotovoltaica acelera el descenso de la generación por carbón. En junio, la electricidad generada con carbón cayó a su nivel más bajo en la historia de la UE, con solo 12,6 TWh. Es importante recalcar que entre los dos mayores consumidores de carbón en Europa, Alemania y Polonia, representan el 79 % del consumo europeo.

La demanda de electricidad sigue su trayectoria ascendente en Europa. Con un incremento de 1,31 TWh en el primer semestre, la demanda crece un 2,2 % respecto al año pasado.

Sin embargo, el reto ahora no es solo generar más energía renovable, sino aprovecharla mejor. La producción solar se concentra en horas específicas del día, y muchas veces se desaprovecha por falta de flexibilidad en el sistema. La clave, sigue siendo la misma:

• Mover los consumos a los momentos de generación renovable.

• Mejorar la eficiencia de los sistemas. La energía más barata es la que no se consume.

• Mejora de las interconexiones entre las distintas redes, tanto nacionales como internacionales.

• Despliegue de los sistemas de almacenamiento que permitan sacar provecho a toda esa energía renovable en momentos fuera del pico de producción.

La tendencia es clara y parece imparable. Las renovables quieren sacar a los combustibles fósiles de la ecuación.

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Alemania pone en marcha su mayor batería

Aunque esta ya no sea tanta noticia, pues fue publicada en Junio, me apetecía traerla por la Solarletter. Igual habría que cambiar el nombre a BESSolarletter a un futuro, pues estas dos tecnologías cada vez irán mas y mas de la mano.

Vamos con la noticia vista en el medio alemán NDR. Y es que Alemania ha inaugurado oficialmente en Bollingstedt (Schleswig-Holstein) el que, por ahora, es el mayor sistema de almacenamiento en baterías del país. Esta megainstalación, desarrollada por Eco-Stor, cuenta con:

• 32 contenedores con baterías de ion-litio

• 16 contenedores adicionales con inversores y transformadores

• 239 MWh de capacidad, capaz de abastecer a unos 30.000 hogares durante un día

• Dos ciclos diarios de carga y descarga, respondiendo a picos de demanda y precios

Interesante que la planta opera sin necesidad de subsidios públicos. Esto ha sido posible gracias a la caída de los precios de producción en China y a las oportunidades del mercado eléctrico, cada vez más volátil debido a la producción renovable. Como explican desde Eco-Stor, el proyecto se espera que se amortice en menos de 10 años. Además, la instalación aporta una alta capacidad de respuesta para los servicios de red en segundos, prestando regulación de frecuencia y contribuyendo a la estabilidad del sistema.

Otro punto a destacar es el impacto local. Gracias a un reciente cambio legal, el 90 % de los ingresos por impuesto de sociedades quedarán en Bollingstedt, lo que seguramente haya ayudado en lograr la aceptación local. En comparación a la fotovoltaica que ocupa grande áreas y los eólicos que tienen un impacto visual y acústico, la baterías no tienen grandes problemas. Quizás problemas acústicos, pero que pueden tener fácil solución.

La instalación se considera pionera de una nueva oleada de baterías a gran escala: la vecina localidad de Schuby acogerá una planta similar en 2026, y se están planteando además dos grandes centros de datos adyacentes, que podrían aprovechar la energía almacenada de forma directa. Pese a su impresionante escala, Bollingstedt pronto será superado: el sector avanza hacia sistemas cada vez más grandes y complejos, acompañando el crecimiento de las energías renovables.

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¿Renovables que pagan por producir?

Rodrigo García Ruiz de Optimize Energy, que siempre nos deja excelentes análisis del mercado eléctrico, ha publicado un post muy interesante sobre uno de los grandes temas de 2024 (y 2025): los precios negativos en el mercado eléctrico español.

En concreto, se centra en lo ocurrido el 16 de junio de 2024, día en el que se alcanzó el precio horario más bajo del año: -2 €/MWh durante seis horas consecutivas (de 12h a 17h). En su análisis, Rodrigo muestra cómo ofertas fotovoltaicas llegaron incluso a -100 €/MWh, lo que implica que algunos estaban dispuestos a pagar por inyectar energía.

Pero, ¿Por qué? Rodrigo detalla varios motivos posibles que justifican este comportamiento:

• Proyectos bajo régimen retributivo específico que buscan cumplir con objetivos anuales.

• PPAs sin cláusulas de precio negativo o con compromisos de volumen mínimo.

• Ventas anticipadas de Garantías de Origen que cotizaban por encima de 2 €/MWh.

• Estrategias para lograr ingresos en los mercados de servicios de ajuste.

Rodrigo concluye dejando en el aire una gran pregunta:

Nos deja con la duda y a la espera de nuevos posts analizando este 2025.

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Yo, robot, pero en el sector fotovoltaico

Automatizar o robotizar un proceso no es sencillo. Crear un sistema que sea capaz de mover una caja de un punto A a un punto B de forma autónoma, cuesta mucho tiempo y dinero. Ahora bien, si esa caja hay que moverla miles de veces… quizás no sea tan mala idea asumir el coste de automatización. El gran despliegue de la fotovoltaica, empieza a permitir la automatización de ciertos procesos que permitan incrementar la productividad, seguridad y calidad de los procesos de construcción y O&M.

En Solarletter #1 ya hablamos por aquí de un robot-hincadora automática. Hoy sin embargo, os dejamos por aquí un robot para la instalación de los módulos por parte de un post en LinkedIn de Sunpure:

Los objetivos parecen claros, tratar de incrementar la velocidad de instalación y reducir la cantidad módulos dañados en el proceso. Por otro lado, recordaros que la tendencia es cada vez a hacer módulos más grandes, y por lo tanto más pesados. Desde luego una magnífica idea para las espaldas de los trabajadores.

El segundo de los posts que también nos llega por LinkedIn viene por parte de EDP España. EDP acaba de presentar un parque híbrido (eólica+fotovoltaica) en el que han automatizado las tareas más típicas de un O&M:

• Drones para realizar inspecciones térmicas.

• Robots autónomos para limpiar los paneles.

• Robots autónomos para el cuidado del césped.

• Y comentan haber implementado un sistema de IA que analiza los datos en tiempo real.

Desde luego sería interesante conocer la evolución de este proyecto y ver cómo los robots empiezan a tomar las tareas más arduas, mejorando así los costes y la fiabilidad de las plantas.

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El consejillo La curiosidad de la edición

Vamos con una bonita curiosidad, visto en un post de Alejandro Datas. El autor nos muestra una instalación que si no es la más antigua de España, seguro que está en el top. Se trata de una instalación con módulos bifaciales fabricados en el año 1987, en el Instituto de Energía Solar - Universidad Politécnica de Madrid.

Lo increíble de la historia es que los módulos aún están en funcionamiento. A principios de 2021, el instituto consiguió 64 de los módulos bifaciales fabricados en 1987, de los cuales consiguieron recuperar 56 unidades. Estos habían estado en funcionamiento en distintas instalaciones en zonas rurales.

Aquí unos highlights de las características de la instalación:

• Potencia nominal del sistema: 3,75 kW

• Potencia nominal por módulo: 90 W (bajo 1000 W/m² frontal + 500 W/m² trasero, es decir, no bajo Standard Testing Conditions)

• Potencia nominal frontal: 67 W

• Potencia nominal medida tras 30 años: 59 W, es decir, tan solo un 10 % de degradación

• Encapsulante: Ethyl-vinyl-acetate o EVA

• Tecnología de célula: n-PERT bifacial

Este es desde luego un ejemplo claro, de que los módulos fotovoltaicos pueden ser duraderos. Una de las ventajas de no tener parte móviles imagino, por lo menos para nuestros ojo. La industria ha ido evolucionando muchísimo con nuevos estándares y la experiencia ganada en los últimos años.

Actualmente muchos de los fabricantes garantizan rendimientos a 25 años. Es decir, o traducido de otra forma, ellos no se van a jugar el pellejo, la vida útil está seguramente bastante por encima de esas garantías.

¿Veremos instalaciones construidas por nosotros y aún siendo disfrutadas por nuestros nietos?

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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¡Saludos solares!

Please note that text below has been translated from the spanish version by using AI

Hello everyone and welcome back to Solarletter. My name is Imanol Matanza, and I aim to share with you the latest news, technological advancements, and trends in the field of photovoltaic energy. Through Solarletter, I hope to provide you with valuable information, market analysis, state-of-the-art updates, and practical tips that will help you stay informed about the latest developments in the photovoltaic industry.

I am always open to suggestions, questions, and comments, so please feel free to contact me. If you like it, don't hesitate to subscribe and share!

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Alright, let us go with a couple of interesting pieces of news!

Main Electricity Source of the EU for the First Time in History

Photovoltaic energy reaches a new milestone in June 2025 in Europe. According to the latest analysis by Ember, solar energy became for the first time the main source of electricity generation in the European Union, surpassing nuclear, wind, and of course, fossil fuels. Solar generated 22.1% of all EU electricity, which is equivalent to 45.4 TWh, consolidating its leading role in the continent's energy mix during the months of maximum irradiation.

This chart shows how solar surpassed all other sources, closely followed by nuclear at 21.8% and wind at 15.8%. Gas was reduced to 14.4% and coal to a historic low of 6.1%. It is interesting to see again the strong synergy between the seasonality of wind and solar energy. When one begins to decline, the other begins to rise. It will be interesting to see how batteries adapt to renewables.

This record does not come alone, as at least 13 European countries reached all-time highs in solar generation in a single month. This increase has been made possible by the accelerated installation of new photovoltaic capacity, which in turn has helped supply a large part of the electricity demand during the heatwave.

The rise of photovoltaic energy accelerates the decline in coal generation. In June, electricity generated from coal fell to its lowest level in EU history, with only 12.6 TWh. It is important to highlight that the two largest coal consumers in Europe, Germany and Poland, account for 79% of European coal use.

Electricity demand continues its upward trend in Europe. With an increase of 1.31 TWh in the first half of the year, demand is growing by 2.2% compared to last year.

However, the challenge now is not only to generate more renewable energy, but to make better use of it. Solar production is concentrated in specific hours of the day and is often wasted due to lack of flexibility in the system. The key remains the same:

• Shift consumption to moments of renewable generation.

• Improve system efficiency. The cheapest energy is the one that is not consumed.

• Improve interconnections between different grids, both national and international.

• Deploy storage systems that allow this renewable energy to be used outside peak production hours.

The trend is clear and seems unstoppable. Renewables aim to remove fossil fuels from the equation.

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Germany Commissions Its Largest Battery

Although this may no longer be breaking news, since it was published in June, I still wanted to include it in the Solarletter. Perhaps we should rename it BESSolarletter in the future, as these two technologies will increasingly go hand in hand.

Let us go to the report seen in the German outlet NDR. Germany has officially inaugurated in Bollingstedt (Schleswig-Holstein) what is currently the largest battery storage system in the country. This megaproject, developed by Eco-Stor, includes:

• 32 containers with lithium-ion batteries

• 16 additional containers with inverters and transformers

• 239 MWh of capacity, capable of powering about 30,000 homes for a day

• Two daily charge and discharge cycles, responding to demand and price peaks

Interestingly, the plant operates without public subsidies. This has been made possible thanks to falling production costs in China and opportunities in the electricity market, which is increasingly volatile due to renewable energy production. As explained by Eco-Stor, the project is expected to pay for itself in less than 10 years. In addition, the facility provides a high level of responsiveness for grid services in seconds, offering frequency control and contributing to grid stability.

Another noteworthy point is the local impact. Thanks to a recent legal change, 90% of the corporate tax revenue will remain in Bollingstedt, which likely helped gain local acceptance. Compared to photovoltaics that occupy large areas and wind turbines that have visual and noise impacts, batteries present fewer issues. Possibly some noise concerns, but ones that can be easily resolved.

The installation is considered a pioneer of a new wave of large-scale batteries: the nearby town of Schuby will host a similar plant in 2026, and two large adjacent data centers are also being considered, which could directly use the stored energy. Despite its impressive scale, Bollingstedt will soon be surpassed: the sector is moving toward increasingly larger and more complex systems, accompanying the growth of renewable energy.

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Renewables That Pay to Produce?

Rodrigo García Ruiz from Optimize Energy, who always shares excellent analyses of the electricity market, has published a very interesting post on one of the major topics of 2024 (and 2025): negative prices in the Spanish electricity market.

Specifically, he focuses on what happened on June 16, 2024, the day when the lowest hourly price of the year was recorded: -2 €/MWh for six consecutive hours (from 12:00 to 17:00). In his analysis, Rodrigo shows how photovoltaic offers even reached -100 €/MWh, which implies that some were willing to pay to inject energy.

But why? Rodrigo outlines several possible reasons that justify this behaviour:

• Projects under a specific remuneration scheme aiming to meet annual targets

• PPAs without negative price clauses or with minimum volume commitments

• Advance sales of Guarantees of Origin traded above 2 €/MWh

• Strategies to generate revenue in balancing service markets

Rodrigo concludes by raising a big question:

He leaves us with that question and looking forward to future posts analyzing this 2025.

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I, Robot, but in the Photovoltaic Sector

Automating or robotizing a process is not easy. Creating a system capable of moving a box from point A to point B autonomously requires a great deal of time and money. However, if that box needs to be moved thousands of times… perhaps it is not such a bad idea to assume the cost of automation. The large-scale deployment of photovoltaics is beginning to enable the automation of certain processes that can increase productivity, safety, and quality in construction and O&M activities.

In Solarletter #1, we already talked about an automatic pile-driving robot. Today, however, we bring you a robot for module installation, featured in a LinkedIn post by Sunpure:

The goals seem clear — to try to increase installation speed and reduce the number of modules damaged during the process. On the other hand, it is worth remembering that the trend is to manufacture increasingly larger — and therefore heavier — modules. This is certainly a brilliant idea for the well-being of workers' backs.

The second post, also from LinkedIn, comes from EDP Spain. EDP has just presented a hybrid park (wind + solar) where they have automated the most common O&M tasks:

• Drones to perform thermal inspections

• Autonomous robots to clean the panels

• Autonomous robots for grass maintenance

• An AI system that analyses data in real time

It would certainly be interesting to follow the progress of this project and see how robots begin to take on the most demanding tasks, improving both the costs and reliability of the plants.

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Edition´s microtip curiosity

Let us finish with a nice curiosity, seen in a post by Alejandro Datas. The author shows us an installation that, if not the oldest in Spain, is certainly among the top. It is an installation with bifacial modules manufactured in 1987 at the Instituto de Energía Solar - Universidad Politécnica de Madrid.

The incredible part of the story is that the modules are still operational. In early 2021, the institute recovered 64 of the bifacial modules manufactured in 1987, out of which 56 units were successfully restored. These had been used in various installations in rural areas.

Here are some highlights of the installation's features:

• System nominal power: 3.75 kW

• Nominal power per module: 90 W (under 1000 W/m² front + 500 W/m² rear, that is, not under Standard Testing Conditions)

• Nominal front power: 67 W

• Measured power after 30 years: 59 W, meaning only 10 % degradation

• Encapsulant: Ethyl-vinyl-acetate or EVA

• Cell technology: n-PERT bifacial

This is clearly a solid example of how photovoltaic modules can be durable. One of the advantages of having no moving parts, at least in our view. The industry has evolved tremendously with new standards and experience gained over the years.

Currently, many manufacturers guarantee performance for 25 years. In other words, they are not going to risk their reputation — the real lifetime is very likely much higher than those guarantees.

Will we see installations built by us still being enjoyed by our grandchildren?

That concludes the edition. I hope you enjoyed and it made your coffee break, public transportation ride, or nap more enjoyable. If you have any suggestions, recommendations, or comments, feel free to reply to this email.

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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!

TotalEnergies pone en marcha su mayor complejo solar en Europa

TotalEnergies ha celebrado la puesta en marcha de su mayor clúster fotovoltaico en suelo europeo, situado en Guillena, en la provincia de Sevilla. El complejo está formado por cinco plantas solares que, en conjunto, alcanzan una potencia instalada de 263 MWp . Este mastodonte producirá anualmente 515 GWh de energía libre de carbono.

Este se trata del mayor proyecto solar de la compañía en Europa hasta la fecha. Además, la electricidad generada será suficiente para abastecer a más de 150.000 hogares en España. Desde luego la foto impresiona:

Buena parte de la electricidad generada se comercializará mediante contratos de compraventa de energía (PPA) a largo plazo, mientras que el resto se destinará al mercado mayorista.

Este proyecto ha sido declarado de interés estratégico por la Junta de Andalucía y ha supuesto una significativa inversión en la economía local: se han instalado 400.000 paneles solares bifaciales con seguidores solares o tracker, con la participación de 14 empresas –más de la mitad andaluzas– y la creación de unos 800 empleos, tanto directos como indirectos.

Olivier Jouny, vicepresidente sénior de Renovables de TotalEnergies, destacó:

TotalEnergies es una compañía energética global que opera en múltiples fuentes: petróleo, biocombustibles, gas natural, gases verdes, renovables y electricidad. A finales de marzo de 2025, la compañía alcanzó una capacidad bruta instalada de 28 GW en renovables, con el objetivo de llegar a los 35 GW antes de finalizar el año y superar los 100 TWh de producción neta en 2030.

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Baterías: el pilar ignorado de la transición energética

En un reciente post en LinkedIn de Dr. Patrick Schulz resume con precisión los desafíos a los que se enfrentan los proyectos de baterías actualmente en Alemania. A pesar de ser esenciales para la integración masiva de renovables y para garantizar la estabilidad de la red, estos sistemas siguen encontrando serios problemas administrativos en el proceso de permitting.

Cinco argumentos comunes de las autoridades locales que frenan el despliegue de baterías en sus procesos de aprobación:

1. "Las baterías no son útiles para la red, la sobrecargan"
   Un argumento sin fundamento técnico ni respaldo legal: la utilidad para la red no es un criterio legal para autorizar o rechazar un proyecto.

2. "El legislador no ha previsto su construcción; si quisiera, lo habría escrito en la ley."
   Bajo ese criterio, tampoco existirían subestaciones eléctricas. Lo que no está es expresamente prohibido, no es ilegal.

3. "Las baterías se pueden instalar en cualquier lugar, no hace falta construirlas outdoor"
   Falso. Estos sistemas deben estar cerca del punto de conexión a la red, que normalmente se encuentra fuera de las zonas urbanas.

4. "Una batería no es una planta de generación"
   El Tribunal Supremo alemán ya ha determinado que sí lo es. Fin de la discusión.

5. "El terreno está clasificado para uso agrícola"
   Eso no impide el desarrollo de proyectos de energía. Solo indica que aún no hay planes urbanísticos definidos para ese suelo.

Dr. Patrick Schulz concluye así su post diciendo:

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Brasil brilla con un 88% de electricidad verde en 2024

Interesante noticia que llega de la mano de PV-Magazine acerca de Brasil. Allí se generó el 88% de su electricidad a partir de fuentes renovables en 2024, según datos de la agencia estatal EPE. La energía eólica y la solar representaron juntas el 24% del total, consolidándose como fuentes clave en la matriz eléctrica del país. Aquí el Link al “Summary Report 2025”.

Cabe destacar que la generación solar distribuida (principalmente en tejados y pequeñas instalaciones) alcanzó 41.006 GWh, lo que equivale al 5,6% de la producción eléctrica nacional. En total, el 50 % del mix energético del país (no sólo de la energía consumida por el sistema eléctrico) fue renovable, el nivel más alto desde 1989, gracias al aporte constante de la hidroeléctrica, la biomasa de caña de azúcar y el crecimiento de otras fuentes como el viento, el licor negro y el biodiésel.

Hago un pequeño inciso aquí para aquellos que nunca hayan escuchado al “licor negro” como fuente de energía. es la primera vez que leo acerca de él, pero se trata de algo proveniente especialmente de la industria papelera (Link explicativo aquí).

Durante el año pasado, se sumaron aproximadamente 3 GW de nueva capacidad fotovoltaica, manteniendo un ritmo de expansión sostenido. A cierre de 2024, el país alcanzó 55 GW de capacidad fotovoltaica instalada y aportó junto a la eólica un 23,7 % del total de la electricidad.

Además, se observa una creciente electrificación del transporte y otros sectores, lo que refuerza la necesidad de ir incrementando la generación fotovoltaica para abastecer una demanda creciente.

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Paneles donde menos lo esperas: la revolución solar alternativa

Para terminar con la edición, vamos con un par de instalaciones que me han sorprendido. Una de ellas ha sido una floating pv, pero esta vez instalada en alta mar junto a parque eólico offshore. La segunda es algo más única todavía, pues ha sido instalada directamente en el espacio entre las vías de tren. Vamos a echarles un vistazo.

Los Países Bajos han iniciado la instalación del primer proyecto del mundo que combina energía fotovoltaica y eólica en el mar. La empresa Oceans of Energy completó con éxito los trabajos de instalación del sistema de anclaje para un parque fotovoltaico flotante que se ubicará dentro del parque eólico marino Hollandse Kust Noord, operado por CrossWind, a 22 km de la costa en el Mar del Norte. En su nota de prensa no han adjuntado ninguna foto, pero esto es lo que he podido encontrar por internet:

Este sistema de anclaje permitirá mantener estable el parque solar, que estará conectado eléctricamente a una base de turbina eólica cercana. Esta combinación de tecnologías busca tener una producción eléctrica más constante, maximizando el uso del espacio marino sin competir por suelo terrestre.

En el segundo lugar tenemos una start-up suiza Sun-Ways que ha desarrollado un innovador sistema para instalar paneles fotovoltaicos entre las vías del tren, diseñado para colocarse y retirarse rápidamente sin interrumpir el tráfico ferroviario. El sistema, actualmente en fase de prueba en la localidad de Buttes, utiliza una máquina especial que puede instalar hasta 1.000 m² de paneles en pocas horas. Esta solución permite aprovechar el espacio infrautilizado de las vías y además, facilita la limpieza de los paneles empleando cepillos instalados en los trenes.

La instalación de prueba está compuesta de momento por 48 paneles. La clave del proyecto está en su rapidez de instalación, uso de infraestructura existente y mínima alteración del entorno. Al igual que la floating pv vista anteriormente, esto las convierte en una opción atractiva para expandir la energía fotovoltaica sin ocupar nuevos terrenos (algo de lo muchos empiezan a estar preocupados). Desde luego un proyecto muy interesante que me despierta múltiples desafíos técnicos.

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El consejillo de la edición

Como en cada edición de la Solarletter, nos gusta poner el foco en decisiones aparentemente menores que, sin embargo, marcan la diferencia en el diseño y operación de un proyecto fotovoltaico. Hoy toca hablar de una opción poco vista en general: ¿instalar los cables por el aire o enterrarlos?

Alguna vez me he encontrado fotos en internet cómo la anterior, las cuales me hacen ponerme a pensar en las posibles ventajas y desventajas del tendido aéreo. Aquí algunas conclusiones:

Ventajas:

• Menor coste de instalación y menor interacción con el suelo: No hay necesidad de abrir zanjas ni compactar terreno. Es más rápido y económico, especialmente en terrenos duros o rocosos. (Desconozco otro mercados, pero en Alemania el desecho de las piedras tiene un coste asociado…)

• Fácil mantenimiento y acceso: Localizar fallos es más sencillo. Los trabajos de reparación o sustitución pueden hacerse con rapidez, sin excavación ni maquinaria.

• Flexibilidad: En plantas pequeñas o distribuidas, esta opción permite rediseños o ampliaciones más fácilmente.

Desventajas:

• Mayor exposición a daños mecánicos: Por tractores de limpieza de módulos o cortadores de césped, vehículos o incluso la facilidad para los ladrones...

• Problemas térmicos: El aire disipa el calor, sí, pero en cableados muy cargados, la acumulación de calor sin la amortiguación térmica del suelo puede ser un riesgo. Especialmente en regiones cálidas.

• O&M más complejo: Los cables pueden obstaculizar ciertas tareas de operación, como la limpieza de módulos o el mantenimiento del terreno.

• Peor integración estética: Al final que se vean los cables, hace la instalación “algo” más fea (o por lo menos esa es mi opinión).

A la hora de decidir, no solo hay que mirar los costes, hay que pensar en el futuro de la planta, el entorno, la operación, y en quién tendrá que mantenerla funcionando los próximos 20-30 años.

Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.

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