Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Año base para la estimación | 2025 |
| Período de datos de pronóstico | 2026 - 2031 |
| Volumen de mercado (2026) | 54.15 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 68.08 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 4.68% CAGR |
| Concentración de mercado | Media |
Principales actores *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado energético de los Emiratos Árabes Unidos (EAU) realizado por Mordor Intelligence
El tamaño del mercado energético de los EAU se sitúa en 54.15 GW en 2026 y se proyecta que alcance los 68.08 GW para 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4.68 %, respaldada por una transición desde una carga base dominada por el gas hacia una combinación en la que la energía nuclear consolida la fiabilidad, mientras que la capacidad solar absorbe la mayor parte de las incorporaciones. Las tarifas fotovoltaicas ultrabajas, la puesta en servicio completa del complejo nuclear Barakah de 5.6 GW, la liberalización del mercado mayorista y una red de alta tensión reforzada están transformando la economía de la generación y acelerando la inversión de capital. Las ofertas récord de energía solar, de tan solo 0.0135 USD por kWh, siguen reduciendo la prima de coste entre las energías renovables y el gas, mientras que los programas obligatorios de tejados y los objetivos corporativos de cero emisiones netas impulsan la generación distribuida. La elevada volatilidad del precio del gas y la congestión de la red en los Emiratos del Norte generan dificultades a corto plazo, pero la rápida implantación de sistemas de almacenamiento en baterías y los proyectos de interconexión limitan las desventajas. Como resultado, el mercado energético de los Emiratos Árabes Unidos está cambiando hacia una combinación de capacidad más limpia y flexible que aún preserva la resiliencia del sistema a través de la carga base nuclear y los generadores de gas de alta eficiencia para picos de demanda.
Conclusiones clave del informe
- Por fuente de energía, la generación térmica lideró con una participación del 74.6% del mercado energético de los EAU en 2025, mientras que se pronostica que las energías renovables se expandirán a una CAGR del 11.1% hasta 2031.
- Por usuario final, el segmento de servicios públicos tenía el 65.1% de la participación en el mercado energético de los EAU en 2025; la demanda comercial e industrial está avanzando a una CAGR del 10.3% hasta 2031.
Nota: El tamaño del mercado y las cifras de pronóstico en este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos y conocimientos disponibles a enero de 2026.
Tendencias y perspectivas del mercado energético de los Emiratos Árabes Unidos (EAU)
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Implementación de programas solares a gran escala en el marco de la Estrategia Energética 2050 de los EAU | 1.8% | Nacional, con presencia principalmente en Abu Dabi y Dubái. | Mediano plazo (2–4 años) |
| Iniciativas de hidrógeno verde que impulsan la integración de energías renovables en la red | 0.9% | Abu Dhabi (puerto Khalifa, zonas industriales de Taweelah) | Largo plazo (≥4 años) |
| La normativa obligatoria sobre sistemas fotovoltaicos en azoteas de edificios acelera la generación distribuida | 0.7% | Dubái, Abu Dabi y la expansión hacia los Emiratos del Norte | Corto plazo (≤2 años) |
| Puesta en servicio de las unidades nucleares de Barakah, que aumentan la capacidad de carga base | 1.2% | Suministro a la red nacional desde Abu Dhabi | Corto plazo (≤2 años) |
| Liberalización del mercado mayorista de electricidad y participación de productores independientes de energía (IPP) privados | 0.6% | Abu Dhabi (EWEC), Dubai (DEWA), emergentes en los Emiratos del Norte | Mediano plazo (2–4 años) |
| Interconexión estratégica (GCCIA y exportaciones HVDC planificadas) que abren oportunidades de exportación | 0.4% | Todo el CCG, con los Emiratos Árabes Unidos como exportador neto para 2028 | Largo plazo (≥4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Comprenda las tendencias clave que dan forma a este mercado
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Implementación de programas solares a gran escala en el marco de la Estrategia Energética de los EAU 2050
La actualización de diciembre de 2024 de la Estrategia Energética 2050 exige una cuota del 30 % de energía limpia para 2030, lo que requiere que la capacidad limpia aumente de 14.2 GW a 19.8 GW. Más de 10 GW de energía solar a gran escala se encuentran en diversas fases, lideradas por la iniciativa Masdar 24/7 de 5.2 GW que combina energía fotovoltaica con 19 GWh de almacenamiento. Los ciclos de adquisición se han acortado, como lo demuestra el cierre de la financiación por parte de EWEC para el proyecto Al Ajban de 1.5 GW en tan solo dos meses tras su adjudicación. El objetivo de factor de emisión de la política de 0.27 kg CO₂/kWh deja prácticamente fuera al gas natural sin mitigación, dirigiendo el capital hacia sistemas híbridos de energía solar con almacenamiento. Se espera una inversión estimada de entre 150 y 200 millones de AED y 50,000 empleos verdes para 2030, lo que profundizará la sofisticación de la cadena de suministro local. Los fabricantes de módulos ya han conseguido pedidos de varios gigavatios, lo que subraya la confianza en la ejecución. [1] Redacción: «Masdar lanza un megaproyecto de almacenamiento solar 24/7», PV Magazine, pv-magazine.com
Iniciativas de hidrógeno verde que impulsan la integración de energías renovables en la red
El centro de hidrógeno Masdar-TAQA-ADNOC-Mubadala apunta a 1 GW de electrolizadores para 2031 y un millón de toneladas de producción anual de hidrógeno. La operación flexible de los electrolizadores absorbe el exceso de suministro solar del mediodía, aumentando los factores de capacidad renovable y reduciendo la limitación. La ubicación conjunta con compradores industriales en el puerto de Khalifa y Taweelah evita la red para parte de la producción, creando flujos de ingresos duales que aumentan la rentabilidad del proyecto. Desarrolladores internacionales como TotalEnergies y ENGIE están explorando configuraciones similares, lo que indica replicabilidad. La evaluación de IRENA de 2024 muestra que las energías renovables acopladas al hidrógeno pueden lograr TIR entre un 15 % y un 20 % más altas que las plantas solo conectadas a la red. [2] Analistas de IRENA, “Economía de las energías renovables acopladas al hidrógeno”, Agencia Internacional de Energías Renovables, irena.org Sin embargo, la mayor parte de la capacidad estará en línea después de 2030, lo que modera su contribución inmediata a la CAGR 2026-2031.
Regulaciones obligatorias sobre sistemas fotovoltaicos en tejados que aceleran la generación distribuida
El mandato Shams Dubai de Dubái instaló 300 MW de sistemas en tejados para mediados de 2025 y su objetivo es alcanzar 1 GW para 2030. Abu Dabi aumentó las tarifas de medición neta a 0.28 AED/kWh en enero de 2025, acortando así los plazos de amortización comercial a menos de cinco años. Los Emiratos Árabes Unidos están ampliando normas similares a través de Etihad Water & Electricity para aliviar la presión sobre la transmisión. La generación distribuida reduce las pérdidas en las líneas; la DEWA informa de alrededor del 2%, frente al 6-7% en Europa, y pospone las actualizaciones de las subestaciones. El modelo de inversión cero de SirajPower ha conseguido grandes clientes minoristas y logísticos, lo que ilustra el creciente interés en el sector comercial e industrial.
Puesta en servicio de las unidades nucleares de Barakah que aumentan la capacidad de carga base
La Unidad 4 de Barakah entró en servicio comercial en septiembre de 2024, completando así la flota de 5.6 GW que actualmente suministra aproximadamente el 25 % de la electricidad nacional y evita la emisión de 22.4 millones de toneladas de CO₂ al año. Los factores de capacidad de los ciclos combinados de gas ya se han reducido al 45 %, lo que libera combustible y permite un servicio flexible durante las horas punta. Con una disponibilidad superior al 90 %, la energía nuclear proporciona un punto de apoyo estable que facilita la integración de las energías renovables variables. ENEC refinanció la deuda del proyecto en junio de 2023 a tasas más bajas, lo que mejora la rentabilidad de cualquier expansión futura. El éxito operativo de Barakah está influyendo en los estudios de viabilidad nuclear que se están llevando a cabo en Arabia Saudí y Omán.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| La volatilidad del precio del gas pone a prueba la competitividad de los costos de generación térmica | -0.6% | Nacional, con fuerte impacto en Dubái y los Emiratos del Norte | Corto plazo (≤2 años) |
| La congestión de la red en los Emiratos del Norte limita la integración de proyectos renovables | -0.4% | Sharjah, Ajmán, Ras Al Khaimah, Umm Al Quwain | Mediano plazo (2–4 años) |
| La complejidad de la modernización de las plantas de cogeneración de agua y electricidad frena la descarbonización | -0.3% | Abu Dabi (Taweelah), Dubái (Jebel Ali), Fujairah | Largo plazo (≥4 años) |
| Recurso eólico terrestre limitado en comparación con el solar, lo que reduce la diversificación tecnológica | -0.2% | Nacional, con potencial marginal en Ras Al Khaimah | Largo plazo (≥4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
La congestión de la red en los Emiratos del Norte limita la integración de las energías renovables
Sharjah, Ajman, Ras Al Khaimah y Umm Al Quwain importan la mayor parte de su energía a través de líneas de 132 y 220 kV que operan hasta en un 95 % de utilización durante los picos de verano. [3] Bureau Reporter, “Northern Emirates Grid Bottlenecks Persist”, Gulf News, gulfnews.com La mejora de 40 mil millones de AED de TRANSCO agregará subestaciones de 400 kV para 2028, pero aproximadamente 800 MW de energía solar autorizada permanece sin utilizar. Las desviaciones de frecuencia aquí alcanzan ±0.3 Hz en comparación con ±0.1 Hz en Abu Dhabi, lo que complica la integración de recursos basada en inversores. Etihad Water & Electricity está promoviendo el almacenamiento detrás del medidor, pero las reglas claras de medición neta aún están en borrador.
La volatilidad del precio del gas desafía la competitividad de los costos de generación térmica
Los precios regionales del GNL oscilaron entre USD 70/MMBtu en 2022 y USD 10-15/MMBtu en 2024, lo que expuso a las generadoras de gas a una fuerte compresión de márgenes. Una planta de ciclo combinado con una eficiencia del 60 % necesita aproximadamente 7 MMBtu por MWh, lo que se traduce en un coste del combustible de USD 70-105 por MWh, frente a las tarifas solares inferiores a USD 15. Los contratos de suministro de ADNOC, con precios inferiores al mercado, vencen en 2028, lo que aumenta su exposición a los mercados spot. Sin acuerdos de GNL a largo plazo, las empresas de servicios públicos se enfrentan a la incertidumbre de la planificación, lo que desalienta la nueva capacidad de gas incluso para las operaciones de mayor demanda.
Análisis de segmento
Por fuente de energía: La energía nuclear y solar redefinen la economía de carga base
Las centrales térmicas suministraron el 74.6% de la electricidad en 2025, pero la energía solar y nuclear ahora dictan las decisiones de inversión incrementales. La flota de 5.6 GW de Barakah entrega ≈40 TWh anualmente y es un pilar de la confiabilidad del sistema. [4] Equipo editorial, “Barakah Unit 4 Enters Service”, World Nuclear News, world-nuclear-news.org Se prevé que el tamaño del mercado eléctrico de los EAU atribuible a las energías renovables aumente drásticamente a medida que entren en funcionamiento nuevos parques fotovoltaicos como el complejo Al Dhafra de 2 GW y el complejo Masdar 24/7 de 5.2 GW. Las unidades solares de concentración con almacenamiento térmico ya alcanzan factores de capacidad del 35-40%, desplazando a las centrales de gas de pico vespertinas. El carbón está ausente tras el cambio de combustible de Hassyan, y el uso de petróleo ha caído por debajo del 2%. La energía eólica, hidroeléctrica y la biomasa siguen siendo marginales. Por lo tanto, el mercado eléctrico de los EAU está convergiendo en una combinación de tres pilares: energía nuclear, energía solar con almacenamiento y turbinas de gas flexibles para el equilibrio residual.
El capital está migrando en consecuencia. Los fabricantes de módulos consiguen pedidos de varios gigavatios, y proveedores de baterías como CATL han conseguido contratos de 19 GWh. Los activos de gas construidos para 8,000 horas de funcionamiento ahora operan cerca de 4,000 horas, lo que reduce la rentabilidad. Sin captura de carbono ni mezcla de hidrógeno, los inversores ven un potencial de crecimiento limitado en la nueva capacidad de gas. Esta dinámica persistirá hasta 2031, ya que las políticas, las tarifas y las ventajas tecnológicas refuerzan el dominio de la energía solar en el mercado energético de los EAU.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por el usuario final: Los compradores comerciales e industriales se benefician de la economía detrás del medidor
Las empresas de servicios públicos representaron el 65.1% de la demanda en 2025, pero los clientes comerciales e industriales son el motor del crecimiento. Están incorporando sistemas de energía en azotea que evitan los cargos por transporte y garantizan ahorros a largo plazo, lo que impulsa una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) prevista del 10.3% para el segmento. La flota de SirajPower supera los 200 MW y su objetivo es alcanzar los 500 MW para 2026 con contratos de compra de energía a largo plazo y sin inversión de capital. El tamaño del mercado energético de los EAU vinculado a sistemas distribuidos está creciendo rápidamente a medida que minoristas, operadores logísticos y la industria pesada responden a los mandatos corporativos de cero emisiones netas.
Las empresas de servicios públicos se están reposicionando como proveedores de plataformas que adquieren capacidad de los productores independientes de energía (IPP) y venden servicios auxiliares. La licitación de almacenamiento de 400 MW/800 MWh de EWEC ilustra una transición hacia productos flexibles. La demanda residencial es menor en términos absolutos, pero está aumentando gracias a los préstamos sin intereses y a los plazos de amortización más cortos tras los ajustes tarifarios de enero de 2025. Para 2031, se espera que los activos detrás del medidor aplanen significativamente los picos nocturnos, moderando así las necesidades de adición de capacidad en el mercado eléctrico de los EAU.
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Análisis geográfico
Abu Dabi y Dubái suministraron aproximadamente el 70 % de la electricidad de 2025, aprovechando los 18 GW de los activos de TAQA, el complejo Barakah de 5.6 GW y los 3.86 GW de energía solar de Dubái. Las subastas de EWEC han generado tarifas mínimas a nivel mundial que expanden continuamente el mercado energético de los EAU en ambos emiratos. El Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum de Dubái aumentará su capacidad de 3.86 GW en 2025 a 7.26 GW en 2030, y la Fase 7 incorporará una batería de 1 GW de seis horas, convirtiéndolo en el primer centro solar despachable de la región.
Las redes de los Emiratos del Norte siguen con capacidad limitada, importando hasta el 90 % de la carga máxima a través de líneas que operan cerca de sus límites de diseño. Las nuevas subestaciones de 400 kV de TRANSCO en Sharjah y Ras Al Khaimah no entrarán en servicio hasta 2028, por lo que la energía solar en tejados y el almacenamiento detrás del contador son las soluciones provisionales. Las plantas de la costa este de Fujairah actúan como proveedores de suministro a Omán a través de los enlaces de la GCCIA, lo que pone de relieve el valor estratégico de la interconexión.
Los flujos transfronterizos alcanzaron 1.2 TWh en 2024, y una línea HVDC de 1,500 MW a Omán, prevista para 2028, integrará aún más los mercados regionales. Hasta entonces, Abu Dabi equilibrará los déficits nacionales mediante nuevas plantas de almacenamiento y unidades de gas flexibles, consolidando así su papel como columna vertebral del mercado energético de los EAU.
Panorama regulatorio
El sector energético de los EAU opera bajo una combinación de directrices políticas federales y normativas a nivel emiratí. A nivel federal, el Ministerio de Energía e Infraestructura (MOEI) establece la política energética general, incluida la Estrategia Energética de los EAU 2050 (actualizada en 2023), que define objetivos de energía limpia y prioridades de inversión para el sector hasta 2030. Las energías renovables conectadas a la red también están reguladas por el Decreto Ley Federal n.º 17 de 2022, que regula la conexión de las unidades de producción de energía renovable a la red eléctrica.
Los marcos regulatorios a nivel de emirato dan forma a las operaciones diarias del mercado. En Abu Dabi, las actividades del sector están bajo la jurisdicción del Departamento de Energía (DOE), y el sector del agua y la electricidad se rige por la Ley N.° (2) de 1998 (y sus enmiendas). Los requisitos de medición y manejo de datos para los operadores autorizados se refuerzan mediante códigos técnicos como el Código de Medición e Intercambio de Datos (MDEC) Versión 5. En Dubái, la supervisión está a cargo del Consejo Supremo de Energía de Dubái (DSCE) y la Oficina de Regulación y Supervisión (RSB Dubái), mientras que la política de 2023 que regula el mercado de las empresas de servicios energéticos (ESCO) apoya la contratación de eficiencia energética e influye en el desarrollo de proyectos y los modelos de contratación por desempeño para los usuarios finales.
Panorama competitivo
TAQA, DEWA y EWEC controlan aproximadamente tres cuartas partes de la capacidad instalada; sin embargo, la cartera de proyectos está dominada por productores independientes de energía (IPP) que ganan subastas gracias a ofertas solares históricamente bajas. La adquisición del 50% de Terra-Gen por parte de Masdar aporta 3.8 GW de activos operativos y 5.1 GWh de experiencia en almacenamiento al mercado eléctrico de los EAU. ACWA Power, EDF, ENGIE y KEPCO forman consorcios con patrocinadores locales para asegurar terrenos y garantías de compra a largo plazo.
La diferenciación tecnológica se está acelerando. Jinko Solar y JA Solar evitan los contratos EPC llave en mano para abastecer directamente a los promotores, mientras que los gemelos digitales de Schneider Electric reducen el tiempo de inactividad de los activos de DEWA en un 80 %. El almacenamiento es el nuevo campo de batalla: la licitación de EWEC de 2024 atrajo a 27 postores que competían por la primera batería autónoma a escala de servicio público del país. Especialistas en energía solar distribuida como SirajPower socavan el margen de beneficio tradicional de las empresas de servicios públicos al arrendar tejados y agrupar servicios de gestión energética.
La regulación consolida estas tendencias. La Estrategia Energética 2050 actualizada y la Estrategia de Energía Limpia de Dubái priorizan la generación limpia, lo que hace improbable la aprobación de nuevas centrales de gas a menos que se complementen con la captura de carbono. A medida que los sistemas híbridos despachables de energía solar y almacenamiento ganan escala, la ventana competitiva para los desarrolladores de gas puro se reduce aún más, lo que redefine la futura combinación de capacidad en el mercado energético de los EAU.
Líderes de la industria energética de los Emiratos Árabes Unidos (EAU)
Compañía Nacional de Energía de Abu Dhabi PJSC (TAQA)
Autoridad de Agua y Electricidad de Dubái (DEWA)
Compañía de Agua y Electricidad de los Emiratos (EWEC)
Compañía de energía ACWA
Corporación de Energía Nuclear de los Emiratos (ENEC)
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Julio de 2026: Masdar cerró la financiación de su proyecto solar con almacenamiento de 5.2 GW en Abu Dabi, que combina energía fotovoltaica con 19 GWh de baterías para crear una plataforma de energía limpia a gran escala que funciona las 24 horas del día, los 7 días de la semana. Esta inversión de 6.1 millones de dólares marca un punto de inflexión en la adquisición de energía renovable gestionable, lo que incrementa la demanda de cadenas de suministro de baterías, ingeniería de integración y servicios de flexibilidad.
- Junio de 2026: Emirates Water and Electricity Company (EWEC) adjudicó el proyecto Taweelah C, un productor independiente de energía de 2.6 GW, a un consorcio liderado por TAQA, junto con Aljomaih Energy and Water Company y Sembcorp Industries. Esta adjudicación refuerza el modelo de productor independiente de energía para la financiación y el suministro de capacidad térmica de alta eficiencia, lo que contribuye a la suficiencia del sistema junto con la rápida incorporación de energías renovables.
- Septiembre de 2024: La Unidad 4 de Barakah entró en servicio comercial, completando así la flota de la central nuclear de Barakah, con una capacidad de 5.6 GW. La operación a plena capacidad de la flota reforzó la fiabilidad de la carga base y modificó la economía de la distribución al reducir las horas de funcionamiento requeridas de las unidades de ciclo combinado de gas, mejorando la flexibilidad del sistema para la integración de la generación solar.
Alcance y metodología
La energía se genera a partir de diversas fuentes primarias, como el carbón, la energía hidroeléctrica, la energía solar y la energía térmica. En las empresas de servicios públicos, es un paso previo a su entrega a los usuarios finales. Luego, el proceso es seguido por la transmisión y la distribución. En este sistema, la energía generada se distribuye a través de líneas de alta tensión (líneas de transmisión) y líneas de baja tensión (líneas de distribución) en función de los requisitos del usuario final.
El mercado de energía de los EAU está segmentado por fuente de generación de energía y transmisión y distribución (T&D). Por fuente de generación de energía, el mercado está segmentado en fuentes térmicas, renovables y otras. Solo se proporciona un análisis cualitativo para la transmisión y distribución de energía. Para cada segmento, el tamaño del mercado y las previsiones se basan en la capacidad instalada, excepto para la transmisión y distribución de energía, para la que solo se proporcionará un análisis cualitativo.
Por fuente de energía
| Térmica (carbón, gas natural, petróleo y diésel) |
| Nuclear |
| Energías renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica, biomasa y residuos, mareomotriz) |
Por usuario final
| Servicios públicos |
| Comercial e Industrial |
| Residencial |
Por nivel de voltaje T&D (solo análisis cualitativo)
| Transmisión de alto voltaje (más de 230 kV) |
| Subtransmisión (69 a 161 kV) |
| Distribución de media tensión (13.2 a 34.5 kV) |
| Distribución de baja tensión (hasta 1 kV) |
| Por fuente de energía | Térmica (carbón, gas natural, petróleo y diésel) |
| Nuclear | |
| Energías renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica, biomasa y residuos, mareomotriz) | |
| Por usuario final | Servicios públicos |
| Comercial e Industrial | |
| Residencial | |
| Por nivel de voltaje T&D (solo análisis cualitativo) | Transmisión de alto voltaje (más de 230 kV) |
| Subtransmisión (69 a 161 kV) | |
| Distribución de media tensión (13.2 a 34.5 kV) | |
| Distribución de baja tensión (hasta 1 kV) |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tamaño tendrá el mercado energético de los EAU en 2026?
El tamaño del mercado energético de los EAU es de 54.15 GW en 2026 y se prevé que alcance los 68.08 GW en 2031.
¿Qué está impulsando el crecimiento más rápido en la generación de electricidad en los EAU?
Las tarifas solares ultrabajas y el mandato de energía limpia del 30% están impulsando las energías renovables a una CAGR del 11.1% hasta 2031.
¿Qué importancia tiene la energía nuclear en la combinación eléctrica de los EAU?
La flota de 5.6 GW de Barakah abastece aproximadamente el 25% de la demanda nacional, proporcionando una carga base estable sin emisiones de carbono.
¿Por qué los clientes comerciales e industriales están instalando energía solar en sus tejados?
La energía fotovoltaica detrás del medidor evita los cargos de transmisión, ofrece tarifas entre un 20 % y un 30 % inferiores a las de la red y respalda los objetivos corporativos de cero emisiones netas, impulsando una CAGR del 10.3 % en el segmento.
¿Qué papel desempeñará el almacenamiento de baterías en 2031?
Para 2031, licitaciones a gran escala como el proyecto de 400 MW/800 MWh de EWEC y una batería de 1 GW en el parque solar de Dubai indican que el almacenamiento permitirá reducir los picos de demanda y fortalecer la energía solar, lo que reducirá la dependencia del gas para los picos de demanda.
