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) | 7.61 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 12.29 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 10.06% 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 de energía solar de los Emiratos Árabes Unidos por Mordor Intelligence
Se estima que el tamaño del mercado de energía solar de los Emiratos Árabes Unidos en 2026 será de 7.61 gigavatios, creciendo desde el valor de 2025 de 6.91 gigavatios, con proyecciones para 2031 que muestran 12.29 gigavatios, creciendo a una CAGR del 10.06 % durante 2026-2031.
La expansión se basa en una ley federal de descarbonización de obligado cumplimiento, una contratación pública ultracompetitiva para IWPP que garantiza tarifas históricamente bajas y una estrategia paralela para asegurar electricidad renovable para la exportación de hidrógeno verde a gran escala. El impulso adicional proviene de la caída de los precios de los módulos y baterías, la implementación sistemática de tecnologías bifaciales y TOPCon, y un ecosistema bancario favorable que otorga préstamos a largo plazo vinculados a criterios ESG a promotores y compradores corporativos. Al mismo tiempo, los proyectos de refuerzo de la red, las restricciones en el uso del agua que perjudican a la CSP y la competencia por el arrendamiento de terrenos con megaproyectos inmobiliarios moderan la tendencia de crecimiento, pero no alteran la trayectoria ascendente. La dinámica competitiva se caracteriza por el liderazgo en costos de los proveedores chinos de equipos, las empresas de servicios públicos emiratíes con respaldo estatal que controlan la asignación y el consumo de emplazamientos, y los promotores europeos que pujan agresivamente por concesiones de IWPP. Todo ello estimula la incorporación constante de capacidad y cataliza las oportunidades de servicios posteriores en las áreas de construcción, operación y mantenimiento (O&M) e integración del almacenamiento.
Conclusiones clave del informe
- Por tecnología, la energía solar fotovoltaica representó el 88.12 % de la participación en el mercado de energía solar de los EAU en 2025 y se prevé que crezca a una CAGR del 10.33 % hasta 2031.
- Por tipo de red, los sistemas conectados a la red representaron el 99.06% de la capacidad de 2025, mientras que se proyecta que el segmento fuera de la red se expandirá a una CAGR del 18.02% hasta 2031.
- Por usuario final, las plantas a escala de servicios públicos representaron el 74.62% de la capacidad instalada en 2025, mientras que se prevé que las instalaciones residenciales registren una CAGR del 15.05% hasta 2031.
- Abu Dhabi representó más del 60.25% de la capacidad instalada en 2025 y apunta a más de 7.65 GW para 2031, lo que lo convierte en el mayor contribuyente dentro del mercado de energía solar de los EAU.
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 de energía solar en los Emiratos Árabes Unidos
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Mandatos gubernamentales de cero emisiones netas y tarifas de alimentación | + 2.1% | Nacional, avances tempranos en Abu Dhabi y Dubai | Mediano plazo (2-4 años) |
| Licitación de parques a escala de servicios públicos según el modelo IWPP | + 2.5% | Abu Dabi (EWEC), Dubái (DEWA) | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Disminución de los costes de módulos y almacenamiento | + 1.8% | Impacto global y directo en las adquisiciones de los EAU | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Pilotos híbridos de energía solar e hidrógeno | + 1.2% | Zonas industriales de Abu Dabi, Ciudad Marítima de Dubái | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Códigos obligatorios de construcción ecológica | + 0.9% | Dubái, Abu Dabi, Sharjah | Mediano plazo (2-4 años) |
| PPA corporativos respaldados por préstamos vinculados a ESG | + 0.7% | Nacional, concentrado en las zonas francas de Dubai y Abu Dhabi | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Los mandatos gubernamentales de cero emisiones netas y las estructuras de tarifas de alimentación aceleran las adquisiciones
El Decreto-Ley Federal n.° 11/2024, vigente desde mayo de 2025, convierte los compromisos climáticos voluntarios en obligaciones vinculantes mediante un registro nacional de carbono y protocolos MRV verificados, obligando a la industria pesada a adquirir electricidad renovable o a adquirir compensaciones. La licitación de la Fase 6 de DEWA en el Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum alcanzó una tarifa récord de 1.6215 céntimos de USD por kilovatio-hora en 2024, eliminando la justificación del costo para la expansión de la carga base de gas. Los objetivos actualizados de las NDC se comprometen a una reducción del 47 % de las emisiones para 2035 y a 19.8 GW de energías renovables para 2030, impulsando a las empresas de servicios públicos y a las corporaciones hacia los PPA solares. La Política de Energía Favorable a la Industria D33 permite a las fábricas dimensionar los sistemas de tejado hasta la carga conectada completa, ofrece una compensación de 10.5 fils por kilovatio-hora y acorta los plazos de amortización a menos de cuatro años.[ 1 ]Autoridad de Electricidad y Agua de Dubái, “Documentos oficiales de la DEWA”, dewa.gov.ae Estas políticas convergentes reducen el riesgo de inversión, aceleran los cronogramas de adquisiciones e integran la energía solar en las hojas de ruta de descarbonización corporativa.
La licitación de parques a escala de servicios públicos bajo el modelo IWPP impulsa la implementación de gigavatios
La cartera de proyectos de EWEC, compuesta por tres proyectos de 1.5 GW (Al Zarraf, Al Khazna y Al Ajban), bajo la estructura IWPP, asigna una participación minoritaria a los consorcios ganadores, mientras que Abu Dabi conserva la propiedad mayoritaria, lo que minimiza el riesgo de financiación y reduce los precios de las ofertas por debajo de los 2 céntimos por kilovatio-hora. EWEC prevé la incorporación de 1.4 GW de energía solar al año entre 2027 y 2037, lo que permitirá que las energías renovables satisfagan más de la mitad de la demanda eléctrica de Abu Dabi. Dubái refleja esta escala con una sexta fase de 1.8 GW en su parque insignia, que abastecerá a 540,000 hogares y evitará la emisión de 2.36 millones de toneladas de CO₂ al año. El tamaño y la cadencia de estas licitaciones estandarizan los procesos de EPC, pero exponen la cartera a posibles retrasos en la entrega de terrenos o en la interconexión a la red, que pueden repercutir en las previsiones de capacidad.
La disminución de los costos de módulos y almacenamiento reduce los límites arancelarios
El LCOE de la energía fotovoltaica a escala de servicios públicos mundial cayó un 12% interanual en 2023, debido a que las fábricas chinas suministraron un exceso de módulos, mientras que los costos de almacenamiento de baterías cayeron un 89% entre 2010 y 2023.[ 2 ]Agencia Internacional de Energías Renovables, “Costos de generación de energía renovable 2023”, irena.org El plan de 6 millones de dólares de Masdar, presentado en enero de 2025, combina 5 GW de energía fotovoltaica con más de 19 GWh de baterías para suministrar 1 GW de capacidad fija para las horas punta nocturnas. EWEC añadirá 400 MW de almacenamiento de una hora para 2026, mejorando así la regulación de frecuencia y el soporte de voltaje. La acelerada deflación de costos indica que para 2027, la energía solar con almacenamiento de cuatro horas podría alcanzar un precio inferior a 3 centavos por kilovatio-hora, eclipsando el coste marginal a corto plazo de los generadores de gas para las horas punta y reestructurando las centrales de despacho.
Los proyectos piloto híbridos de energía solar e hidrógeno posicionan a los Emiratos Árabes Unidos como exportador de combustible verde
El electrolizador piloto de DEWA ha producido 90 toneladas de hidrógeno desde 2021, lo que valida la conexión a la red eléctrica de la electrólisis con alimentación intermitente. Masdar vinculó un proyecto solar de 1 GW a Emirates Steel Arkan en 2024 para descarbonizar la industria siderúrgica. Una colaboración entre TotalEnergies y Masdar tiene como objetivo suministrar combustible de aviación sostenible al Aeropuerto Internacional de Dubái, lo que refleja la demanda de moléculas verdes en el futuro. La estrategia nacional se ha fijado como objetivo un millón de toneladas de hidrógeno para 2030, lo que implica una demanda adicional de 10 GW de energía fotovoltaica, principalmente orientada a la exportación. La ejecución depende de la importación de electrolizadores, los contratos de compraventa y la infraestructura portuaria, pero respalda un firme compromiso con el desarrollo de la energía solar.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Cuellos de botella en la integración de la red en centros de carga del desierto | -1.3% | Sitios remotos en Abu Dhabi, corredores de transmisión | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Competencia por arrendamiento de terrenos con proyectos inmobiliarios | -0.8% | Costa de Abu Dhabi y Dubái | Mediano plazo (2-4 años) |
| Competencia de la energía eólica ultra económica del Golfo | -0.6% | Exportaciones de Arabia Saudita y Omán, parques eólicos nacionales | Mediano plazo (2-4 años) |
| Restricciones en el uso del agua para la refrigeración por CSP | -0.4% | Plantas de CSP de Abu Dabi | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Los cuellos de botella en la integración de la red en los centros de carga del desierto limitan el despacho
Los parques a gran escala en zonas desérticas remotas superan el ritmo de desarrollo de la red de transmisión, lo que provoca una reducción del suministro al mediodía que reduce los ingresos. Las mejoras de TRANSCO se extenderán hasta 2027 e incorporarán líneas de alta tensión y sistemas STATCOM para estabilizar las fluctuaciones de voltaje. El programa de baterías de 400 MW de EWEC, previsto para 2026, aborda los desequilibrios intradiarios, pero la cobertura de las horas punta nocturnas aún depende principalmente de turbinas de gas.[ 3 ]Periódico Aletihad, “EWEC asegura cuatro nuevos emplazamientos para energías renovables”, en.aletihad.ae La falta de un mercado mayorista impide las señales de precios según el horario de uso que podrían incentivar una demanda flexible. Las microrredes aisladas en emplazamientos industriales ofrecen una solución alternativa y ejemplifican por qué se proyecta que el segmento aislado registre una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 18.8 %, aunque su contribución absoluta sigue siendo modesta.
La competencia por el arrendamiento de tierras con megaproyectos inmobiliarios se intensifica en las zonas costeras
En diciembre de 2024 se aprobaron cuatro nuevos emplazamientos de EWEC con una superficie total de 75 km², tras largas negociaciones con agencias de turismo, transporte y defensa, lo que pone de relieve las prioridades territoriales en pugna. Dubái concentra proyectos en la reserva desértica de Seih Al Dahal debido a que las tierras costeras tienen un alto valor inmobiliario. Las evaluaciones de impacto ambiental prolongan los plazos cerca de hábitats protegidos. La energía fotovoltaica flotante se considera una opción, pero ningún proyecto a escala comercial ha sido aprobado a nivel nacional, a pesar de que Masdar firmó un memorando de entendimiento sobre energía fotovoltaica flotante de 5 GW en Egipto en 2024.
Análisis de segmento
Por tecnología: la energía fotovoltaica amplía su dominio mientras la CSP se estanca en los límites del agua
La energía solar fotovoltaica representó el 88.12 % de la capacidad instalada en 2025 y se prevé una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10.33 % hasta 2031, a medida que los paneles bifaciales se convierten en el estándar en las licitaciones de IWPP, lo que aumenta el rendimiento energético hasta en un 20 % en comparación con los módulos monofaciales. Se proyecta que el tamaño del mercado de energía solar fotovoltaica de los EAU supere los 10.8 GW para 2031, lo que refuerza su primacía en el cumplimiento de las cuotas federales de energía limpia. La planta de 2 GW de Al Dhafra validó la implementación bifacial con un índice de rendimiento superior al 85 %, lo que fomenta la adopción de TOPCon, que reduce el LCOE del sistema mediante una mayor eficiencia. El mercado de energía solar de los EAU se beneficia de las normas GSO IEC 61215 que reducen las tasas de fallos en condiciones de calor y humedad extremos. La energía solar concentrada (CSP) se mantiene por debajo del 11.88 % de la capacidad debido a la escasez de agua de refrigeración y al alto coste de capital. Noor Energy 1 demuestra que la CSP puede proporcionar energía después de la puesta del sol a través de un almacenamiento en sales fundidas de 15 horas, pero no surgieron nuevas licitaciones de CSP después de 2024, lo que indica la preferencia de los inversores por la energía fotovoltaica más baterías.
El ciclo de construcción más largo de la CSP y sus mayores ratios de apalancamiento complican la financiación en un entorno tarifario donde las ofertas de energía fotovoltaica siguen bajando. Las restricciones al uso del agua se endurecen aún más bajo las políticas nacionales de conservación e impulsan a los promotores hacia la refrigeración en seco, lo que erosiona la eficiencia térmica. La compresión de los costes de almacenamiento refuerza la justificación económica de los híbridos fotovoltaicos, desplazando a la CSP de los futuros calendarios de contratación y consolidando el mercado de energía solar de los EAU en torno a las tecnologías de silicio cristalino.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por tipo de red: Las soluciones fuera de la red escalan desde una base pequeña a medida que la transmisión se retrasa
Los sistemas conectados a la red eléctrica captaron el 99.06 % de la capacidad en 2025, lo que refleja una amplia cobertura de transmisión en los corredores urbanos. Se prevé que el tamaño del mercado de energía solar de los EAU para activos conectados a la red supere los 12.15 GW para 2031, impulsado por los megaproyectos IWPP que alimentan directamente las redes TRANSCO y DEWA. Sin embargo, las microrredes fuera de la red están creciendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 18.02 %, impulsadas por emplazamientos industriales, comunidades insulares y puestos de defensa que se enfrentan a largas colas de conexión a la red. El programa de estaciones de servicio de ADNOC Distribution muestra una economía de sustitución del diésel, con estaciones de Dubái generando 6,300 MWh y reduciendo 2,900 toneladas de CO₂ para finales de 2024.
Ignite Energy Access eligió Abu Dabi como sede global en marzo de 2025, lo que demuestra el apoyo político a la exportación de soluciones fuera de la red a África y el sur de Asia. El crecimiento nacional sigue siendo un nicho debido a las bajas tarifas de la red y al amplio acceso. No obstante, las microrredes ofrecen protección contra el riesgo de recortes y reducen el consumo de diésel donde los costos de conexión son prohibitivos, lo que enriquece la propuesta de valor dentro del mercado de energía solar de los EAU.
Por el usuario final: La escala de servicios públicos mantiene el liderazgo mientras que el residencial y C&I aceleran
Las plantas a gran escala representaron el 74.62 % de la capacidad de 2025, respaldadas por plantas de energía solar integradas (IWPP) de 2 GW. Se prevé que la cuota de mercado de energía solar en los EAU a gran escala se mantenga por encima del 70 % hasta 2031, a pesar del mayor crecimiento porcentual en tejados, gracias al gran tamaño de los nuevos parques de Abu Dabi y Dubái. Se prevé que la adopción residencial se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 15.05 %, impulsada por la medición neta de Shams Dubái, que elimina el 10 % de las tarifas de conexión y ofrece financiación sin intereses. Sin embargo, el crecimiento se limita a los propietarios de villas, ya que las normas de estratos impiden que los residentes de apartamentos utilicen techos compartidos.
Los tejados comerciales e industriales se benefician de un fuerte impulso gracias a la política D33, que reduce drásticamente las tarifas de conexión en un 25 % y permite la exportación a 10.5 fils por kilovatio-hora. TotalEnergies suministró un sistema de 7 MWp para DHL que genera 10 GWh anuales y se amortiza en menos de cuatro años. El programa de CleanMax, respaldado por HSBC, demuestra que los bancos ven un bajo riesgo de impago en los PPA comerciales e industriales, lo que facilita estructuras sin recurso que aceleran los despliegues. Los factores de carga de los tejados, el sombreado y las limitaciones estructurales siguen siendo limitaciones físicas; sin embargo, la demanda comercial e industrial se ha convertido en un segmento definido y financiable dentro del mercado de energía solar de los EAU.
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Análisis geográfico
Abu Dabi lideró la capacidad instalada en 2025 gracias a la planta Al Dhafra de 2 GW de EWEC y tres proyectos de 1.5 GW en cartera. El emirato aspira a una energía solar acumulada superior a 7.65 GW para 2031 y complementa este desarrollo con 400 MW de almacenamiento en baterías para mitigar la intermitencia. La fórmula IWPP de EWEC atrae consorcios que combinan capital estatal con tecnología extranjera, manteniendo las tarifas por debajo de 1.7 centavos por kilovatio-hora y reforzando el liderazgo de Abu Dabi en costes dentro del mercado solar de los EAU. El programa híbrido de 6.000 millones de dólares de Masdar, anunciado en 2025, subraya el papel del emirato como centro de energía renovable despachable y enmarca su plan para abastecer a 700,000 hogares con electricidad limpia las 24 horas.
Dubái le sigue con el Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum, que prevé alcanzar los 5.25 GW para 2031, incluyendo una sexta fase de 1.8 GW cuya finalización está prevista para 2027. La medición neta de Shams Dubai registró 200 MW de sistemas de tejado para finales de 2023, y la política D33 hace que la energía solar comercial e industrial sea competitiva en costes para fabricantes y centros de datos. El proyecto de tejado de 39 MW de Dubai Airports demuestra la escala de la energía comercial e industrial y cubrirá el 6.5 % de la demanda del aeropuerto principal, a la vez que compensará 23 000 toneladas de CO₂ al año.
Sharjah y los Emiratos del Norte contribuyen con volúmenes menores, pero muestran diversificación. Emerge entregó la planta Sajaa de 60 MW en Sharjah, el primer activo solar a gran escala en ese emirato. La generación distribuida para edificios gubernamentales y pymes está en expansión, pero la fragmentación en la tramitación de permisos ralentiza la implementación de sistemas en tejados en comparación con Abu Dabi y Dubái. Se espera que los mandatos federales de descarbonización armonicen las normas, lo que debería impulsar la participación de los Emiratos del Norte en el mercado de energía solar de los EAU durante el período previsto.
Panorama competitivo
El mercado de energía solar de los EAU presenta una concentración moderada. Las entidades estatales Masdar, DEWA, TAQA y EWEC controlan la asignación de emplazamientos, el acceso a la red y los contratos de suministro, lo que garantiza una construcción ordenada y disciplina tarifaria. Los fabricantes chinos JinkoSolar, Canadian Solar, LONGi y Trina Solar consiguen grandes pedidos de módulos gracias a su liderazgo en costes, especialmente en las categorías bifaciales y TOPCon. Desarrolladores europeos como EDF Renewables, Engie y TotalEnergies se asocian con actores regionales como ACWA Power para competir por participaciones en IWPP, centrándose en la estructuración de la deuda y la eficiencia de los proyectos EPC para obtener ofertas inferiores a las de los consorcios competidores.
La reestructuración corporativa de Masdar en 2022 reunió activos de Mubadala, TAQA y ADNOC, creando un campeón renovable integrado verticalmente con un objetivo de 100 GW para 2030 y un plan paralelo para una producción de 1 millón de toneladas de hidrógeno.[ 5 ]Servicios Públicos de Oriente Medio, “Titanes Solares: Las Empresas que Impulsan un Futuro Renovable”, utilities-me.com Los proveedores de inversores Huawei Digital Power y Sungrow se diferencian por su mayor eficiencia de conversión y controles de almacenamiento integrados. Sungrow presentó su SG150CX con una eficiencia del 98.8 % en WFES 2025. Los productores de energía independientes como CleanMax, Enerwhere y Yellow Door Energy se hacen con el espacio de los PPA para tejados, combinando operaciones, mantenimiento y financiación para atender a las empresas que prefieren soluciones fuera de balance.
Las oportunidades de espacio blanco incluyen la energía fotovoltaica flotante, la agrovoltaica y la energía solar cautiva para clústeres industriales en zonas francas, ninguna de las cuales ha alcanzado escala comercial a nivel nacional. Los promotores exploran estos nichos en ferias comerciales como Intersolar Middle East, pero esperan regulaciones favorables sobre el terreno o el agua para desbloquear proyectos piloto financiables.
Líderes de la industria de la energía solar de los Emiratos Árabes Unidos
Masdar (Compañía de Energía del Futuro de Abu Dabi)
Sunergia Solar
MAYSUN SOLAR FZCO
ACWA Potencia
CleanMax Mena FZCO
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Marzo de 2025: Ignite Energy Access estableció su sede mundial en Abu Dhabi y se comprometió a exportar energía solar fuera de la red y a crear más de 200 empleos altamente calificados.
- Enero de 2025: Masdar anunció un programa de 6 mil millones de dólares que integra 5 GW de energía fotovoltaica con 19 GWh de almacenamiento para suministrar 1 GW de electricidad limpia de carga base.
- Enero de 2025: Sungrow presentó el inversor SG150CX con una eficiencia del 98.8 % en WFES 2025, que cuenta con protección avanzada contra fallas de arco y controles de batería integrados.
- Enero de 2025: CleanMax obtuvo un financiamiento de 99 millones de AED de HSBC para 92 activos solares en sitio en los Emiratos Árabes Unidos.
- Diciembre de 2024: EWEC obtuvo la aprobación para cuatro nuevos sitios solares que suman un total de 75 km² para albergar 4.5 GW de capacidad adicional para 2030.
Alcance del informe sobre el mercado de energía solar de los Emiratos Árabes Unidos
La energía solar es calor y luz radiante del Sol que se puede aprovechar con tecnologías como la energía solar (utilizada para generar electricidad) y la energía solar térmica (utilizada para aplicaciones como el calentamiento de agua).
El mercado de energía solar de los Emiratos Árabes Unidos está segmentado por tecnología, tipo de red y usuario final. Por tecnología, el mercado se divide en energía solar fotovoltaica y energía solar concentrada. Por tipo de red, el mercado se divide en conectado a la red y aislado a la red. Por usuario final, el mercado se segmenta en escala de servicios públicos, comercial, industrial y residencial. El informe también abarca el tamaño del mercado y las previsiones para los Emiratos Árabes Unidos.
Para cada segmento, el dimensionamiento del mercado y las previsiones se han realizado en función de la capacidad instalada (GW).
por Tecnología
| Energía solar fotovoltaica (FV) |
| Energía solar concentrada (CSP) |
Por tipo de cuadrícula
| En la red |
| Fuera de la red |
Por usuario final
| Escala de servicios públicos |
| Comercial e Industrial (C&I) |
| Residencial |
Por componente (análisis cualitativo)
| Módulos/paneles solares |
| Inversores (de cadena, centrales y micro) |
| Sistemas de montaje y seguimiento |
| Equilibrio del sistema y eléctrico |
| Almacenamiento de energía e integración híbrida |
| por Tecnología | Energía solar fotovoltaica (FV) |
| Energía solar concentrada (CSP) | |
| Por tipo de cuadrícula | En la red |
| Fuera de la red | |
| Por usuario final | Escala de servicios públicos |
| Comercial e Industrial (C&I) | |
| Residencial | |
| Por componente (análisis cualitativo) | Módulos/paneles solares |
| Inversores (de cadena, centrales y micro) | |
| Sistemas de montaje y seguimiento | |
| Equilibrio del sistema y eléctrico | |
| Almacenamiento de energía e integración híbrida |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tamaño tendrá el mercado de energía solar de los Emiratos Árabes Unidos en 2026?
La capacidad instalada totaliza 7.61 GW en 2026 y se prevé que aumente a 12.29 GW en 2031.
¿Qué tecnología lidera las instalaciones actuales?
La energía solar fotovoltaica representa el 88.12% de la capacidad debido a las ganancias de eficiencia de los sistemas bifaciales y TOPCon.
¿Qué política impulsa las compras corporativas?
El Decreto-Ley Federal No. 11/2024 establece recortes de emisiones verificados y se combina con la medición neta de DEWA y la circulación virtual para impulsar los PPA.
¿Dónde se ubican los proyectos nuevos más grandes?
Abu Dhabi alberga tres plantas solares fotovoltaicas de 1.5 GW y Dubai está añadiendo 1.8 GW en la Fase 6 de su emblemático parque solar.
¿Qué tan rápido se están expandiendo los sistemas fuera de la red?
Se prevé que las microrredes fuera de la red crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 18.02 % hasta 2031, aunque a partir de una base pequeña centrada en sitios industriales e insulares.
¿Qué empresas dominan el suministro de módulos?
JinkoSolar, Canadian Solar, LONGi y Trina Solar lideran los envíos, beneficiándose del liderazgo en escala y costos.
