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Freitag, 17. November 2017

Free charging all over Europe with Cloud To Go

Free charging all over Europe with Cloud To Go

11/15/17, 11:09 AM -
Owners of a solar array can use the new Senec.Cloud To Go can fill up their electric car at over 45,000 charging stations in Europe using the electricity that they have generated on their own roof. 
With the Senec Cloud to Go you can charge your electric car with your own solar electricity all over Europe.
With the Senec Cloud to Go you can charge your electric car with your own solar electricity all over Europe.
At the charging station, the customer uses his Senec Card as if it were a debit card and in this way can consume his self-generated electricity even when he is not at home. “For example, solar power generated in a home in Lower Saxony can be used at no charge at a station in Italy,” Norbert Schlesiger, CEO of Senec in Leipzig, explains. Senec had already introduced their Cloud in 2016 to allow their battery customers to use their self-generated solar power all year long to meet both their electricity and their heating demand.

Your own solar power stored in the cloud

This is possible because surplus power is stored in a cloud. The Senec.Cloud is conceived as a savings account for electricity where power can be deposited in sunny months and later withdrawn when there is less sun. And that self-generated power can now also be used to charge their own EVs. “Linking electricity, heating and mobility allows for 100 percent independence from third-party utilities and fossil fuel companies. This is a real revolution of future electricity provision,” Schlesiger says.

Mainstay solar batteries

Senec’s mainstay are solar batteries, both for private and commercial customers. Without storage, the owner of a solar installation can on average only make use of 30 percent of the electricity that he produces. The surplus power is fed into the grid, for which the operator is compensated. During the winter, when solar irradiation is lower and his solar array does not generate enough solar power to meet his demand, he will need to buy back external power from the public grid at a higher price.
Senec suggests already factoring in future electricity consumers such as electric heating or EVs when planning a solar installation. “Even if the majority of people in Germany do not yet own an electric car – sufficiently dimensioning a PV array now to anticipate future added demand absolutely makes sense,” Norbert Schlesiger recommends. (HS/HCN)

Digitalisation and energy storage as drivers for solar

Digitalisation and energy storage as drivers for solar

11/14/17, 11:01 AM -
SolarPower Europe and the International Alliance Battery & Energy Storage (IBESA) are hosting the „Digital Solar & Storage” conference, 4-5 December 2017 in Munich. SMA, Solarwatt and Sonnen are strategic partners. Jochen Schneider, Executive Vice President Energy Services at SMA is discussing trends, opportunities and barriers.
Jochen Schneider, Executive Vice President Energy Services at SMA is one of the panelists at "Digital Solar & Storage" conference in Munich 4-5 December 2017.
Jochen Schneider, Executive Vice President Energy Services at SMA is one of the panelists at "Digital Solar & Storage" conference in Munich 4-5 December 2017.

What are the impacts of digitalisation and storage on solar energy markets?

Digitalisation and energy storage will further accelerate the decentralisation of energy supply and be among the main drivers for the exponential growth of solar PV in the coming years. As solar PV becomes the most cost-efficient energy source around the world, storage and digitalisation will make solar and other renewable energy controllable and available at all times and allow more renewables to be integrated into the grid.

Are there already new business models evolving?

Yes, we will see new innovative business models emerge over the next few years across the entire energy sector in particular in the context of the energy prosumers and the fact that they become connected. These will include fully automated energy management across all sectors and segments on a local level and peer-to-peer models to e.g. sell excess solar energy. Another new revenue source for renewables combined with storage will be to provide frequency response, voltage control and reactive power services in smart grids.

Are there still some regulatory barriers?

There are indeed still a number of challenges to overcome in the regulatory field as the existing regulations were to a large extent created for the centralized energy industry model. The policy makers must urgently clear these barriers in areas such as the peer-to-peer electricity trade, the implementation of new, innovative technologies and business models in order that Europe can take on a pioneering role in digitalising the electricity supply.

How can solar storage and digitalisation make consumers lives easier?

Through new platforms, consumers will be able to get connected, participate in and profit from the digital energy system of the future. Fully automated energy management will make it possible for them to jointly use and sell their self-produced energy efficiently, allowing them to save on energy costs in an easy, efficient and cost-effective way. For example, SMA has developed an open technological platform for all segments - residential, commercial and utility - that facilitates connectivity and the monitoring of energy flows across all sectors. This includes photovoltaics and other power sources as well as heating, cooling, ventilation and stationary and mobile storage systems. Through an intelligent energy management solution, the next step will be to optimize total energy costs at the local level and integrate our customers into the energy market. In the future, together with our strategic partners from other segments, we will develop these holistic digital solutions further, which will play a significant role in shaping the future energy system.

What are the technological challenges for solar, storage and digitalisation in a long term perspective?

As the energy supply becomes more and more decentralized and renewable, the requirements for system technology and software are increasing significantly. The mission is to connect all market participants and bring supply and demand together via the Internet in order to make optimum use of the energy generated locally and provide for a sustainable, secure and cost-effective energy supply. Comprehensive knowledge spanning across all energy sectors as well as vast experience in renewables system technology and grid management are vital in order to manage this complex new energy supply system. This knowledge needs to be combined with an in-depth understanding of prosumer’s needs, including security of supply, ease-of-use, and economic feasibility. Leading companies from different industries will join forces to develop solutions that guarantee a secure and affordable energy supply, making it possible for all parties to take advantage of the new opportunities arising from the decentralization and digitalisation of solar and other energy.
Interviewed by Hans-Christoph Neidlein

Bayern schafft wegen schwachem Ökostromzubau weder Atomausstieg noch Klimaschutz

Bayern schafft wegen schwachem Ökostromzubau weder Atomausstieg noch Klimaschutz


Der Ausbau der Erneuerbaren Energien ersetzt in Bayern bei weitem nicht die Abschaltung der Atomenergie, das ergeben die neuesten Zahlen des Bayerischen Statistischen Landesamtes.
Wegen Abschaltung von Kernkraftwerken ist die bayerische Stromerzeugung 2016 gegenüber dem Vorjahr um 5,5% erheblich gesunken. Dem geringen Zubau von nur 2853 GWh bei Erneuerbaren Energien steht ein Rückgang der Atomstromerzeugung um 5283 GWh gegenüber. Dagegen stieg die Stromerzeugung aus Erdgas, was aber die Klimagasemissionen aus Kohlendioxid und Methan in Bayern nach oben treibt, statt die Verpflichtungen aus dem Pariser Klimaschutzabkommen zu erfüllen.
Die bayerische Wirtschaftsministerin Ilse Aigner täuscht die Öffentlichkeit, da sie behauptet, dass der Freistaat beim Ausbau der Erneuerbaren Energien weit über Plan liege.
Denn in den nächsten Jahren wird der heute schon zu schwache Ökostromausbau noch weiter einbrechen.
2016 beruhte der Zubau der Ökostromerzeugung im Wesentlichen auf Windkraft, da noch viele vor Inkrafttreten der 10H Regelung genehmigte Altanträge verwirklicht wurden. Der Neuzubau aus Windkraft wird aber in den nächsten Jahren deutlich zurückgehen, da die 10H Gesetzgebung ja fast zu einem Erliegen der Neuanträge führt. Der Zubau von Solarstromanlagen von 279 MW in Bayern hat nicht einmal die in 2016 schlechtere Solarstrahlung ausgeglichen, weshalb die Solarstromerzeugung 2016 sogar zurückging. Wie erschreckend niedrig der Solarausbau in Bayern ist, zeigt sich im Vergleich mit dem Rekordjahr 2010, wo die Bayern noch 2389 MW neue PV-Anlagen zubauten.
Auch 2017 zeigt sich keine ernsthaft Steigerung des PV-Zubaus in einer Größenordnung, wie sie um 2010 herum erfolgreich war. Vielmehr dümpelt der jährliche Solarausbau auf einem Niveau wie vor 2003.
Die bayerische Landtagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen lädt daher am kommenden Samstag zum Regionalen Energiekongress nach Aschaffenburg ein.
Der Landtagsabgeordnete Martin Stümpfig, energiepolitischer Sprecher seiner Fraktion, erhofft sich von der Veranstaltung Impulse, wie die Energiepolitik auf Bundes-, Landes-, aber auch kommunaler Ebene aussehen muss, um dem Atomausstieg und den Klimazielen in Bayern und Deutschland gerecht werden zu können.
Am Samstag, 18. November, werden neben anderen Experten von 10:30 Uhr bis 16:00 Uhr MdL Martin Stümpfig und die Grünen-Bundestagsabgeordnete Dr. Manuela Rottmann zu Wort kommen.
Ab 15:00 Uhr werde ich „Die Energiewende in Deutschland aus globaler Sicht“ beleuchten. Hierbei gilt es auch die Situation in Bayern vom bundespolitischen Blickwinkel zu betrachten. Dabei ist festzuhalten, dass Bayern seine 2011 formulierten eigenen energiepolitischen und klimapolitischen Ziele mindestens so deutlich verfehlen wird wie der Bund, wenn nicht drastisch umgesteuert wird. Ob es im Bund hierzu kommen kann, hängt vom Ausgang der Sondierungs- und evtl. anschließenden Koalitionsgesprächen zwischen CDU, CSU, FDP und Grünen ab.
In Bayern sind die Aussichten auf Besserung unter einer CSU-geführten Regierung schlecht. Das Aus für die Pflanzöl-Mühlen, das Abwürgen der Biomasse-Verstromung, die Restriktionen für den Photovoltaik-Ausbau und das faktische Ende des Windkraft-Zubaus durch die 10-H-Abstandsregelung in Bayern hat überwiegend die CSU (mit) zu verantworten.
Wer die Energiewende derart hintertreibt, trägt auch die Verantwortung für das Ausmaß von überregionalen Stromtransfers. Wer die dezentrale Vollversorgung mit Erneuerbaren Energien derart massiv behindert, der will entweder den Wiedereinstieg in die Atomenergie und Existenzsicherung der dreckigen Kohleverstromung oder braucht schleunigst zusätzliche Stromautobahnen von Nord- nach Süddeutschland. Möglicherweise hat die CSU aber auch das noch unausgesprochene Ziel einer erneuten Laufzeitverlängerung für Atomkraft im Hinterkopf.
Kurzentschlossene können sich unter folgendem Link noch heute und morgen anmelden:
https://www.gruene-fraktion-bayern.de/termine/2017/regionaler-energiekongress-unterfranken
oder direkt im Büro von Martin Stümpfig, Tel: 089 4126-2882, Fax: 089 4126-1882, E-Mail: martin.stuempfig@gruene-fraktion-bayern.de

E3/DC: Wie der Batteriespeichermarkt wächst

E3/DC: Wie der Batteriespeichermarkt wächst


pv magazine: Wie läuft das Jahr 2017 für E3/DC?
Andreas Piepenbrink: Der Markt ist laut EuPD ungefähr um 30 Prozent gewachsen. Es wird erwartet, dass bis Ende des Jahres zirka 33.000 Speicher installiert sein werden. Wir sind deutlich stärker gewachsen, um fast 90 Prozent. Wir sind teilweise so überlastet, dass wir jetzt schon die Aufträge in das neue Jahr schieben. Wir haben also stark Marktanteile gewonnen. Darüber freuen wir uns und unser Forecast für das nächste Jahr ist noch einmal plus 50 Prozent. Unsere Themen sind im Markt angekommen und unsere Vertriebspartner erwarten so viel Wachstum für das nächste Jahr.
Manche Marktteilnehmer sprechen davon, dass ein Mangel an guten Installateuren die Entwicklung verzögere.
Das kann ich so nicht bestätigen. Weil die Konjunktur gut ist, ist es teilweise schwierig, gute Handerker zu finden. Aber die meisten unserer Kunden haben eigene Montageteams. Die sind nicht durch die Montagekapazität beschränkt, sondern wenn dann dadurch, dass sie die Ware nicht bekommen, die sie brauchen. Einige unserer Kunden werden im Kleinanlagensegment auch dadurch gebremst, dass sie durch größere Photovoltaik-Anlagen sehr stark ausgelastet sind. Das Haus-Photovoltaik-Geschäft macht nur einen kleinen Teil des gesamten Geschäftes aus.

pv magazine Webinar mit Andreas Piepenbrink

Wir wagen eine Diskussion über Preise für Speicher und Module in den nächsten drei Jahren: Im pv magazine Webinar will Andreas Piepenbrink, Geschäftsführer des Initiativpartners E3/DC, erklären, was er unternimmt, um sich den Nachschub an Batterien zu sichern, die zunehmend und vorzugsweise von Autofirmen aufgekauft werden. Moderator und pv magazine Chefredakteur Michael Fuhs wird die neuesten Bloomberg-Zahlen zum Solarmarkt diskutieren und Martin Schachinger, Gründer und Geschäftsführer pv Xchange, erläutert den Modul-Preisindex und Erwartungen für 2018 angesichts des sinkenden Mindestimportpreises.
Dieses Jahr hat der Markt durch die enormen Preissenkungen bei den Photovoltaikmodulen profitiert. Warum wächst der Markt auch nächstes Jahr?
Tatsache ist, dass er dieses Jahr um 30 Prozent gewachsen ist. Ich denke, das wird sich mindestens um 25 bis 30 Prozent fortsetzen. Das sind dann 40.000 Speicher, was immer noch keine weltbewegende Zahl ist. Vergleichen Sie diese Zahl mit der Anzahl der Dachanlagen, die 2010 geschraubt worden sind. Das waren viel mehr. Wir sind also fernab von Euphorie. Außerdem gewinnt E3/DC Marktanteile. Ich kann nicht genau wissen, was der ganze Markt macht. Ich kann nur aus meinem Schreibtisch aus auf den Osnabrücker Neumarkt schauen und den Forecast meiner Kunden einsammeln. Unser Forecast sind 7.800 Anlagen. Seit einem halben Jahr werde ich verprügelt, dass ich zu wenig liefere. Was soll ich sagen?
Wenn Sie sagen, E3/DC gewinne Marktanteile – liegt das daran, dass mehr Installateure E3/DC als Marke wählen oder dass Ihre Installateure mehr Speicher verkaufen und selbst mehr Marktanteile gewinnen?
Beides, ungefähr 50 zu 50. Ich kann nicht für die Wettbewerber sprechen. Ich weiß nur, dass E3/DC dieses Jahr fast 5.000 Geräte liefert. Das ist eine Verdopplung zum Jahr zuvor. Das hätten wir nicht gedacht. Wir hätten auch nicht gedacht, dass wir nächstes Jahr mit fast 8.000 Geräten in den Plan gehen. Wir gehen auf 700 Stück pro Monat ab Januar 2018. Das ist für uns eine Größenordnung, die sehr anspruchsvoll ist, insbesondere da das Hauskraftwerk (eines der Speichersysteme von E3/DC, die Red.) eine andere Liga in der Wertigkeit darstellt und der zugehörige Produktionsaufwand nicht mit einem Wechselrichter zu vergleichen ist. Wir mussten die Organisation dafür erst schaffen. Wir haben noch längere Lieferzeiten und unsere Kunden sind teilweise nicht zufrieden.

Andreas Piepenbrink, Geschäftsführer des Batteriespeicherherstellers E3/DC.
Man hört im Markt immer wieder, dass entweder Batteriezellenpreise oder Lieferzeiten für Batterien steigen würden. Spüren Sie das auch schon?
Das Problem gibt es und das wird schwerwiegend. Allein der gestiegene Kobaltpreis verteuert die Batterien um vier Prozent. Langfristig werden Batterien trotz allem günstiger, aber die Batteriekapazitäten werden im Wesentlichen für die Elektrofahrzeuge ausgebaut. Die zusätzlichen Kapazitäten werden für das Auto reserviert, da sich die größeren Batteriehersteller sich mit Automobilisten leichter tun. Der kleine stationäre Speichermarkt hat nur zwei oder drei Prozent Marktanteil. Deshalb müssen kleinere Unternehmen, die im Heimspeichermarkt aktiv sind, sehen, dass sie die Zellen überhaupt bekommen. Unsere Strategie ist, dass wir mehrere Lieferanten dafür einsetzen werden. E3/DC hat kein Problem, weil wir eine Engineering-Firma sind und das System auf Batterien verschiedener Hersteller anpassen können. Wir haben fünf-Jahres-Verträge mit drei verschiedenen Herstellern geschlossen und dadurch eine Liefersicherheit.
Das heißt, bisher nutzen Sie Panasonic Batterien und jetzt bauen Sie auch Batterien anderer Firmen in Ihre Geräte ein?
Wir haben in den nächsten Jahren verschiedene von uns qualifizierte Zellen und bauen diese in unser sogenanntes TriLINK Batteriekonzept ein, welches unsere Anforderungen an Leistung, Sicherheit und Produktkompatiblität erfüllt. Das müssen wir so machen, damit wir die gleichen Leistungsdaten erreichen und die gleichen Garantien geben können. Das ist nicht so einfach. Daran arbeiten wir gerade. Noch einmal zu den Batteriepreisen: an die vielen Meldungen in der Presse über günstige Batterien glaube ich weniger. In den nächsten drei bis fünf Jahren werden wir für den Heimspeichermarkt meiner Meinung nach keine großen Preisreduktionen mehr sehen, währenddessen die Solarmodule weiter deutlich günstiger werden.
Das heißt, auch bei den langfristigen Lieferverträgen, die Sie haben, liegen die Preise ungefähr vier Prozent höher als bisher?
Nein, auf gar keinen Fall. Ich kann nur für E3/DC sprechen. Dieses Jahr haben wir eine vierprozentige Erhöhung gehabt. Das sind zwischen 20 und 40 Euro pro Batteriemodul. Die Erhöhung haben wir nicht an den Kunden weitergegeben. Bei den Fünf-Jahres-Verträgen habe ich jetzt schon Preise für das Jahr 2020, die ungefähr 20 Prozent günstiger sind als 2017. Es nützt mir aber nichts. Ich muss ja sehen, dass ich die eine ausreichende Menge bekomme. Es ist ein Logistikproblem.
Das ist der zweite Teil des Interviews. Den ersten Teil mit Wünschen an potenzielle Jamaika Koalitionäre finden Sie hier.

KSI 2018: Energiewende global zu langsam

KSI 2018: Energiewende global zu langsam


Ein positiver Aspekt ist dem jetzt vorgestellten Klimaschutz-Index (KSI) 2018 immerhin zu entnehmen: Die Energiesysteme scheinen weltweit weniger CO2-lastig zu werden. Zumindest verzeichnen die KSI-Autoren Germanwatch und New Climate Institute nach einer Phase des starken Wachstums der weltweiten Treibhausgasemissionen bis vor wenigen Jahren nun einen stark verlangsamten Wachstumstrend. Zudem gebe es weltweit positive Entwicklungen bei erneuerbaren Energien und Energieeffizienz sowie in manchen Ländern auch bei den Emissionen. Allerdings seien die Ziele der Länder und die Umsetzung derselben insgesamt nicht ausreichend, um den Temperaturanstieg auf deutlich unter zwei Grad zu begrenzen. Vor diesem Hintergrund bleiben die ersten drei Plätz des KSI 2018 frei.
Mit relativ guten Entwicklungen beim Ausbau erneuerbarer Energien und den Pro-Kopf-Emissionen landet Schweden auf Platz vier im diesjährigen Ranking, gefolgt von Litauen, Marokko und Norwegen. Indien beispielsweise liegt mit noch immer vergleichsweise niedrigen Werten bei Emissionen und Primärenergienutzung (jeweils pro Kopf) auf Rang 14. China dagegen belegt mit relativ hohem Emissionsniveau und wachsendem Primärenergieverbrauch nur Platz 41 im Index. Und Deutschland erreicht mit Platz 22 eine Position im Mittelfeld. „Deutschlands mittel- und langfristigen Ziele – verankert im Klimaschutzplan 2050 – sind vergleichsweise stark“, sagt Jan Burck von Germanwatch: „Die CO2-Emissionen in Deutschland zeigen aber bislang ein anderes Bild und wurden seit 2009 nicht mehr gesenkt. Die noch amtierende Bundesregierung hat es verpasst, ernsthafte Maßnahmen zur Umsetzung der Klimaziele zu ergreifen.“ In den vergangenen Jahren habe es insbesondere im Bereich Verkehr und bei der Kohleverstromung viel zu wenig Fortschritt gegeben.
Positive Trends sieht der KSI 2018 weltweit vor allem bei den erneuerbaren Energien: „Die Daten zeigen ermutigendes Wachstum und deutlich niedrigere Preise bei Wind- und Sonnenenergie“, so Niklas Höhne vom New Climate Institute. „Allerdings ist dieser Trend noch viel zu langsam, um innerhalb weniger Jahrzehnte die globale Energieversorgung auf Erneuerbare Energien umzustellen“, so Höhne weiter. „Insbesondere der weltweite Anstieg bei Erdgas und Erdöl konterkariert die Reduzierung beim Kohleverbrauch.“

Akasol eröffnet Batteriefabrik für elektrische Nutzfahrzeuge

Akasol eröffnet Batteriefabrik für elektrische Nutzfahrzeuge

Elektrobus

Die nach eigenen Angaben europaweit größte Batteriefabrik für elektrische Nutzfahrzeuge hat die Darmstädter Akasol GmbH am Donnerstag im hessischen Langen eröffnet. An dem neuen Standort sollen dem Unternehmen zufolge im Dreischichtbetrieb Batterien für bis zu 3000 E-Busse pro Jahr produziert werden. Akasol stellt bereits seit etwa 25 Jahren Batteriesysteme her, bislang vor allem für Bahnen, Boote und schwere Nutzfahrzeuge.
Wie Akasol weiter mitteilt, gibt es mit zwei der größten Bushersteller in Europa bereits Verträge. „Es gibt einen massiven Trend zu Elektro-Bussen im öffentlichen Nahverkehr“, sagte der Vorsitzende der Geschäftsführung, Sven Schulz, im Zuge der Eröffnung. In dem neuen Langener Werk sei geplant, in der ersten Ausbaustufe ab 2018 Batteriesysteme für elektrisch betriebene Busse mit einer Gesamtkapazität von bis zu 300 Megawattstunden in Großserien herzustellen. Damit würden sich pro Jahr circa 1.500 E-Busse ausstatten lassen. In einem zweiten Schritt sei geplant, die Kapazität auf bis zu 600 Megawattstunden pro Jahr auszubauen. Auch eine weitere Expansion ist dem Unternehmen zufolge auf dem Gelände in Langen möglich. Den Einstieg in die Großserien-Produktion wertet das Unternehmen als Meilenstein.

Lichtblick-Spinoff Enyway stellt Marktplatz für Solar- und Windstrom für Endkunden vor

Lichtblick-Spinoff Enyway stellt Marktplatz für Solar- und Windstrom für Endkunden vor


Erst vor zwei Wochen hat Lichtblick-Gründer Heiko von Tschischwitz verkündet, „mit einem neu gegründeten Unternehmen“ einen „revolutionären Weg“ gehen zu wollen. Seit heute ist bekannt, dass das neue Unternehmen Enyway heißt und einen Marktplatz anbietet, auf dem Betreiber von Wind- oder Solarstromanlagen, von Biomasse- oder Wasserkraftwerken ihre Energie an Stromverbraucher verkaufen können.
„Wir schaffen neue Regeln für einen Energiemarkt, in dem die Menschen nicht mehr auf Konzerne und Stadtwerke angewiesen sind“, schreibt Tschischwitz in der Pressemitteilung. „Künftig wird es hunderttausende kleiner, privater Stromverkäufer geben, die ihre selbst erzeugte Energie ohne Umweg über einen Energieversorger direkt an ihre Nachbarn, Freunde und andere Menschen verkaufen.“ Wenn der Anbieter gerade nicht genug Strom erzeugt, wird Ökostrom geliefert.
Jan hat den Wind- oder Solarstrom, den Lisa braucht, Enyway bringt sie zusammen, so die Sprechweise. Auch das Motto, nachdem Strom so „ein Gesicht erhält“, über persönliche Erzeugerprofile auf dem Portal, scheint bekannt. Doch was auf den ersten Blick aussieht wie ein weiteres der Community- oder Regionalstrommodelle, von denen inzwischen einige erhältlich sind, entpuppt sich auf den zweiten Blick als etwas anderes. Der Marktplatz ist für Stromkäufer laut Presseerklärung kostenlos, wenn sie zwei Freunde von Enyway überzeugen. Ansonsten falle monatlich ein Beitrag von 3,99 Euro an, womit der Marktplatzes finanziert werde.
Das Enyway-Modell muss man vergleichen mit Angeboten wie zum Beispiel dem von Sonnen, bei dem Käufer von Batteriespeichern Teil einer Community werden, die sich gegenseitig mit Solarstrom beliefert, und dem von Lumenaza, mit dem es möglich ist, selbst lokale Communities aufzubauen. Grundsätzlich wird der Strom bei diesen Angeboten entsprechend der Direktvermarktung nach dem EEG verkauft, so dass aus dem EEG-Umlagetopf die Marktprämie gezahlt wird und der Strom konkurrenzfähig wird. Enyway hat die folgenden Fragen von pv magazine im Vorfeld der heutigen Vorstellung schriftlich beantwortet.
pv magazine: Was unterscheidet Ihr Modell von anderen wie die Sonnen-Community?
Enyway: Enyway ist etwas vollkommen anderes. Die verschiedenen Community-Modelle basieren alle auf einem Konzept, bei dem verschiedene Hardware-Komponenten und damit entsprechende Investitionen Voraussetzung für die Teilnahme sind. In der Regel ist der Community-Betreiber selber Energieversorger und beliefert die Kunden mit Strom. Bei Enyway kann jeder Haushalt als Stromkäufer mitmachen, ohne vorher investieren zu müssen. Und die Stromkäufer sind ebenfalls völlig frei, welche Hardware sie einsetzen. Enyway ist ein unabhängiger Marktplatz, Strom-Communities verfolgen in der Regel das Ziel, eigene Hardware-Lösungen zu verkaufen.
Was ist der energierechtliche Hintergrund Ihres Angebots?
Enyway ist ein Online-Marktplatz, der Menschen, die Strom erzeugen, mit anderen Menschen, die diesen Strom gerne beziehen möchten, verbindet. Dabei tritt Enyway explizit nicht als Stromversorger auf. Enyway ist eine Vermittlung-Plattform. Jeder Erzeuger, der sich auf Enyway anmeldet, geht in die Direktvermarktung. Gemäß EEG ist es explizit zugelassen, seinen Strom als Erzeuger direkt an Endkunden zu vermarkten. Genau dies ermöglichen wir den Erzeugern, indem wir sie zu Stromverkäufern (also zu Stromversorgern) machen. Wir bieten den Erzeugern an, uns um die damit einhergehenden Formalitäten zu kümmern. Die Strommengen, die der Stromverkäufer nicht direkt an Endkunden verkauft, werden über den Direktvermarktungspartner des Stromerzeugers anderweitig direktvermarktet.
Ist Enyway dann auch Energieversorger?
Ein Stromkäufer kann nach aktueller Gesetzeslage zur Zeit nur von einem Energieversorgungsunternehmen versorgt werden. Jeder Stromverkäufer auf enyway ist ein eigenes kleines Energieversorgungsunternehmen. Der Marktplatz enyway unterstützt ihn bei der Ausführung der energiewirtschaftlichen Prozesse ohne dabei selbst ein Energieversorger zu sein.
Was unterscheidet Sie damit von den Regionalstromangeboten, die man zum als lokales Stadtwerk zum Beispiel mit Lumenaza umsetzen kann?
Der Unterschied ist ähnlich groß wie bei Strom-Communities, aber etwas anders gelagert: Lumenaza ist ein IT-Anbieter in der Energiewirtschaft im B2B-Bereich. Enyway ist eine Internet-Plattform im B2C- und vor allem C2C-Bereich. Mit anderen Worten: Das eine sind Lösungen für Unternehmen, Energieversorger und Hardware-Hersteller, um Communities aufzubauen. Enyway hingegen betreibt eine Plattform im Endkundengeschäft, die klassische Energieversorger überflüssig macht.
Macht es preislich einen Unterschied für den Verkäufer, ob er bei Ihnen einen Abnehmer findet oder er den Strom stattdessen einfach nur über einen Direktvermarktungsanbieter?
Enyway vermarktet überhaupt keinen Strom, sondern ist ausschließlich eine Vermittlung-Plattform. Enyway ist eine Internet-Unternehmen und kein Stromversorger. Für unsere Stromverkäufer lohnt sich der Verkauf an Endkunden, weil sie damit ihre Wertschöpfungskette erweitern. Sie sind nicht mehr nur noch Stromerzeuger, sondern Stromversorger. Je mehr Kilowattstunden die Stromverkäufer über Enyway an ihre Endkunden verkaufen, desto höhere Erlöse erzielen sie.
Kann ein Erzeuger mit dem Strom mehr verdienen, wenn er bei Ihnen einen Abnehmer findet, statt wenn er über die üblichen Kanäle direkt vermarktet?
Da jeder Stromverkäufer seine Preise selber festlegt, kann man diese Frage nicht pauschal beantworten. Auf unserem Marktplatz werden sich Preise im Wettbewerb bilden. Wir gehen derzeit davon aus, dass sich die Investitionskosten in Fernsteuerbarkeit, die Voraussetzung für die Direktvermarktung ist, ab circa 50 Kilowatt Anlageleistung amortisieren. Aber wir haben auch bereits heute schon Stromerzeuger im Angebot, die nur eine kleine Solaranlage unter 10 Kilowatt betreiben. Für mache Stromerzeuger lohnen sich die Kosten allein aus ideellen Gründen.
Bis hinab zu welcher Photovoltaik-Anlagengröße kann man den Strom bei Ihnen verkaufen?
Bei Enyway gibt es keine Untergrenze.
Wie hoch ist der Tarif pro Kilowattstunde für die Stromkäufer?
Die Tarife werden von den jeweiligen Stromverkäufern festgelegt, das liegt nicht in unserer Hand. Aber alle Stromverkäufer haben natürlich das Ziel, wettbewerbsfähige Preise anzubieten. Das ist auch einfach, weil der Weg über Enyway die klassischen Energieversorger überbrückt und somit deren Verwaltungskosten spart. Die derzeitigen Angebote sind alle voll wettbewerbsfähig.
Wer organisiert, dass die Umlagen und Abgaben gezahlt werden?
Wir bieten das unseren Stromverkäufern als Dienstleistung an. Und wir gehen davon aus, dass die meisten Stromverkäufer diese Dienstleistung auch in Anspruch nehmen.
Benötigt man als Stromkunde Smart Meter, um teilnehmen zu können? Sind die Kosten bei Ihrer Antwort zur vorhergehenden Frage berücksichtigt?
Nein, jeder Kunde kann seinen Strom über Enyway beziehen. Man braucht dazu weder Smart Meter noch sonstige zusätzliche Hardware.
Wie organisieren Sie die Bilanzkreise und deren Management?
Der Stromverkäufer wird von seinem ausgewählten Direktvermarkter in allen energiewirtschaftlichen Prozessen inklusive dem Bilanzkreismanagement unterstützt, die die Einspeisung betreffen. Ein weiterer Partner unterstützt den Erzeuger in allen Prozessen bezüglich der Ausspeisung, hierzu gehören das Bilanzkreismanagement ebenso wie Endkunden-Wechselprozesse.
In Ihrer Presseerklärung haben Sie angegeben, über Crowdinvesting über Ihre Plattform „können zum Beispiel Mieter ohne eigenes Dach oder Grundstück schon für wenige Hundert Euro zu Selbstversorgern werden und dabei eine attraktive Verzinsung verdienen“. Warum haben Sie sich entschieden, das auch noch anzubieten?
Unsere Stromverkäufer entscheiden selbst, welche Produktfeatures sie anbieten wollen, um sich auf dem Marktplatz abzuheben und die Bedürfnisse der Stromkäufer optimal abzudecken. Wir glauben, dass Crowdinvesting dabei eine sehr große Rolle spielen kann, weil es dadurch erstmals auch Mietern möglich ist, direkt in die Energiewende zu investieren und damit bei Strombezug von dem Stromverkäufer, der das anbietet, zum Selbstversorger zu werden. Das Angebot hat das Potenzial, den Ausbau der Erneuerbaren deutlich zu beschleunigen.
Wer hat in Enyway investiert?
Enyway ist aus Lichtblick entstanden, aber Lichtblick ist nicht an Enyway beteiligt. Heiko von Tschischwitz hat Enyway gegründet und mithilfe von Finanzinvestoren finanziert. Darunter sind auch der Lichtblick-Mitgründer und langjährige Partner Michael Saalfeld, und Eneco, der niederländische Ökoenergieversorger, der sich kürzlich auch an LichtBlick beteiligt hat. Weitere Investoren suchen wir derzeit nicht.

Baden-Württemberg bei erneuerbaren Energien an der Spitze

Baden-Württemberg bei erneuerbaren Energien an der Spitze

Bundesländervergleich EE

Baden-Württemberg ist neuer Spitzenreiter des Bundesländervergleichs Erneuerbare Energien, den das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) und das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) im Auftrag von und in Kooperation mit der Agentur für Erneuerbare Energien (AEE) zum fünften Mal erstellt haben. Den zweiten Platz erreicht Mecklenburg-Vorpommern. Beide Länder verbessern sich damit um eine Position gegenüber dem letzten Ranking von 2014 und verdrängen den letztmaligen Spitzenreiter Bayern auf den dritten Platz. Am Ende der Rangliste stehen Hessen, Berlin und das Saarland.
Wie die Initiatoren mitteilen, bewertet die Analyse bewertet auf Basis von 59 Indikatoren detailliert die politischen Anstrengungen und Erfolge der Länder bei der Nutzung erneuerbarer Energien sowie beim damit verbundenen wirtschaftlich-technischen Wandel. „Die aktuelle Studie zeigt bei vielen Indikatoren neue Höchststände, etwa hinsichtlich der Anteile an Erneuerbaren Energien in den Bundesländern und einen fortschreitenden Ausbau bei den verschiedenen Technologien“, sagt Claudia Kemfert, Abteilungsleiterin Energie, Verkehr, Umwelt beim DIW Berlin. Generell sind die meisten Länder aus ihrer Sicht auf dem richtigen Weg, auch wenn es Unterschiede beim Entwicklungstempo gebe. „Die Vielfalt an Indikatoren erlaubt eine detaillierte Einordnung der Stärken und Schwächen jedes Bundeslandes“, so Frithjof Staiß, Geschäftsführendes Vorstandsmitglied des ZSW: „Allein die drei Spitzenreiter unterscheiden sich hier deutlich: Baden-Württemberg punktet vor allem mit seinem politischen Input zur Nutzung Erneuerbarer Energien, Mecklenburg-Vorpommern ist im Bereich Strukturwandel stark und Bayern weist weiterhin hohe Ausbaustände bei den Erneuerbaren auf.“
Während der Bundesländervergleich bei den meisten Einzelindikatoren für alle Länder Fortschritte verzeichnet, gibt es an verschiedenen Stellen in einzelnen Ländern aber auch Rückwärtsentwicklungen, beispielsweise beim Anteil erneuerbarer Energien an der Fernwärme oder bei der Entwicklung energiebedingter CO2-Emissionen. Aus Sicht von AEE-Geschäftsführer Philipp Vohrer ist daher die Systemtransformation noch lange nicht geschafft. „Die Studie zeigt deutlich auf, wo es zu Fehlentwicklungen kommt und wo noch dringender Handlungsbedarf besteht“, so Vohrer: „Es gibt überall noch Verbesserungspotenzial.”

TerraForm Power refinances with $350 million term loan facility

TerraForm Power refinances with $350 million term loan facility


Three weeks after it began shopping around for refinancing, yesterday solar and wind yieldco TerraForm Power (NASDAQ: TERP) announced that it has entered into a $350 million term loan credit facility with a consortium of seven banks.
TerraForm says that the monies borrowed under this facility will be used to pay off a portfolio term loan that a subsidiary entered into in 2015, as well as for general corporate purposes and the company’s working capital requirements.
The new loan will bear an interest rate of either the base rate plus a 1.75% margin, or a reserve adjusted Eurodollar rate plus a 2.75% margin, and will mature five years after the closing date of the facility.
Slightly less than one month ago Canadian asset manager Brookfield closed on its acquisition of a 51% stake in TerraForm. And Canada is where much of the new money is coming from as well, with several Canadian banks participating in the loan facility and Royal Bank of Canada serving as administrative agent and collateral agent.
The large majority of TerraForm’s 2.6 GW of assets are located in the United States, including wind and solar projects in 25 states and Puerto Rico. The yieldco also holds 145 MW of wind and solar in Ontario as well as solar plants in Chile and the UK.
Despite this significant refinancing TerraForm Power’s stock fell yesterday to $12.17 per share, the lowest level since the acquisition by Brookfield. This follows sluggish Q3 results released last week, in which TerraForm reported a $35 million net loss and cash available for distribution of only $25 million.
The company blames its poor Q3 performance largely on weaker than normal wind output, with total generation 13% lower than the third quarter of 2016.

Mexico’s power auction pre-selects 16 bids with average price of $20.57/MWh and 2.56 GW of combined capacity

Mexico’s power auction pre-selects 16 bids with average price of $20.57/MWh and 2.56 GW of combined capacity


Mexico’s Department of Energy (Sener) and the government-run agency Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) have announced the preliminary results of the country’s third power auction for large-scale renewable energy and gas power projects.
According to Cenace, the average price of the 16 pre-selected bids is just $20.57/MWh and their combined capacity is of 2.56 GW. Overall, the agency had accepted 46 project proposals in the preliminary phase of the auction. The Mexican government specified that the average price of the bids is the combination of a MWh figure and a clean energy certificate.
Solar may account for around 55.35% of contracted power with 3.0 TWh and 58.31% of clean energy certificates, while wind would account for the remaining percentages for both contracted power and renewable energy certificates. Overall, the auction could award contracts for 5.49 TWh and 5.95 million clean energy certificates. The auction is also open to the turbo-gas technology, which has no share in terms of sale of power and clean energy certificates, but is a prevailing technology in terms of capacity sale, accounting for 500 MW of the 593 MW that will be bought every year (of which solar has only a 10 MW share).
The 16 bids were submitted by, among others, Spanish developer X-Elio (435,354 MWh), French independent power producer Neoen (616,692 MWh),  Chinese-Canadian module maker Canadian Solar (652,083 MWh), French energy giant Engie (1,508,906 MWh), Italian power utility Enel (2,089,612 MWh), and a Chinese-Japanese consortium formed by Mistui and Trina Solar (189,928 MWh) . 
Furthermore, the Cenace revealed that pre-selected bids may account for 90.2% of the offered power, 97.8% of the clean certificate offer and 41.9% of offered capacity.
The Cenace added that the energy bought in the auction could equate to around 1.78% of Mexico’s annual power generation, and that the construction of the pre-selected projects may require an aggregate investment of around $2.36 million. Selected projects must start delivering power to the local grid by January 2020 and will sell power and clean energy certificates to the country’s power utility CFE and other buyers such as Iberdrola Clientes and Menkent (CEMEX) under a long-term PPA. The auction, in fact, was open for the first time to multiple buyers. A newly created clearing house, with which final contracts will be signed, is managing the buying-selling offers. The auction’s final results will be announced on November 22.
In the country’s first two auctions, which were held last year, PV projects with a combined capacity of 3.6 GW were ultimately selected. In both of them, around 1.8 GW of contracts for solar power projects were awarded. In the first auction, the final average price for solar power was $44.9/MWh, while in the second tender the average price for PV was $31.7/MWh.
Mexico’s clean certificate scheme, which was introduced with Mexico’s energy reform, will come into force in January 2018. Clean energy requirements have been introduced for both suppliers and large consumers, starting in 2018 with a requirement of 5%. In 2019 the quota will rise to 5.8%. Furthermore, the Mexican government intends to increase the percentage of clean energy certificates covering the purchase of power by local power providers and industrial customers to 7.4% in 2020, 10.9% in 2021 and 13.9% in 2022.

Polysilicon shortage in China drives 35% price spike, Bloomberg reports

Polysilicon shortage in China drives 35% price spike, Bloomberg reports


A shortage of polysilicon in China has triggered a 35% price spike, as the cost per kilogram rose from $14 to $19 over the past four months, causing difficulties for solar manufacturers who have already reported a marked decline in profit.
According to Bloomberg, the massive rise in price comes as a combination of factors such as an annual slowdown in polysilicon output, which refiners in China use for routine maintenance, this time coupled with China’s Ministry of Environmental Protection’s decision to shut down several plants that make metallurgical silicon, which is further purified by other companies to be used in solar cells.
While the costs of solar continue to fall rapidly across the globe, setting the stage for record-breaking installation figures, China is leading the way with solar PV capacity additions that have far exceed expectations, as more than 50 GW of PV is likely to be installed before the year is out. But, for the country’s upstream manufacturing sector, it is not all roses, as its exposure to the polysilicon price spike has resulted in a margin squeeze.
So far, Canadian Solar, Hanwha Q Cells and JA Solar have reported reduced profits, whereas the financials of JinkoSolar are still to be released. As reported by Bloomberg, third-quarter net income at Hanwha fell 88% from a year earlier to $5 million, which the company attributed to downward pressure on gross margin, caused primarily by increasing wafer prices. Emerging as a winner, however, is GCL-Poly, China’s largest supplier of the material, which climbed to an almost two-year high in Hong Kong trading this week, as its shares have gained more than 80% since the start of the third-quarter.
The story of China’s polysilicon shortage goes back to the imposition of steep anti-dumping tariffs on the European Union, the United States and South Korea four years ago, which has made it difficult for Chinese manufacturers to circumvent the local market and look elsewhere for cheaper polysilicon.
According to Bloomberg New Energy Finance index of average global spot prices, polysilicon climbed to $15.80 a kilogram in October, the highest since July 2016.

ARENA grants $1.9 million for distributed energy trials in Western Australia

ARENA grants $1.9 million for distributed energy trials in Western Australia


A pilot project by Horizon Power, a State Government-owned power company, to trial distributed energy systems in Carnarvon, Western Australia, has been financially underpinned by the Australian Renewable Energy Agency (ARENA) with $1.9 million.
As part of the project, whose total value stands at $7.1 million, Horizon Power will trial a variety of behind-the-meter distributed energy systems, including ‘internet of things’ energy metering, rooftop solar, household battery storage and inverters with remote monitoring and control devices, and weather forecast devices.
As the number of prosumers seeking to hedge against electricity price hikes steeply increases, motivated by both bill shock and solar PV cost nosedive, the three year trial aims to overcome the technical and commercial barriers they are facing and reduce the cost of distributed energy systems by up to 25%.
Moreover, the project will test the commercial viability of delivering high penetration distributed renewable energy to regional off-grid towns, facilitating increasing renewables in existing microgrids.
“These trials of distributed energy systems will explore the most cost-effective way of designing and managing a future grid. If we can resolve the technical and cost barriers of distributed energy systems and get metering, monitoring, solar and storage to work as a whole, we can make better use of these assets, reduce costs and empower prosumers,” ARENA Chief Executive Officer Ivor Frischknecht said, adding that the pilot project is the first of a series of trials that Horizon plans to undertake.
The coastal town of Carnarvon has more reasons to rejoice, as earlier this year it welcomed the state’s first utility-scale energy storage capable of delivering up to 2 MWh of power.
Today, WA Energy Minister Ben Wyatt has toured the two 1000kW battery units, which are being trailed by Horizon Power at the 170 MW Mungullah Power Station.
“This project is an excellent example of the collaboration between the State Government and industry to deliver innovative and renewable solutions for the community in the long-term,“ said WA Energy Minister Ben Wyatt.
During the twelve month trial, the batteries will primarily be used as an alternative to fossil-fuel generated spinning reserve.
It is expected that the project will result in hundreds of thousands of dollars of savings in fuel and maintenance costs, as well as help Horizon Power determine how to optimise the utilisation of battery technology to further its microgrid capabilities.

Lesotho’s first utility-scale solar project moves forward

Lesotho’s first utility-scale solar project moves forward


Lesotho’s state-owned power utility OnePower Lesotho (PTY) LTD has issued an expression of interest for environmental and social impact assessment and management services relating to a 20 MW solar power project that is planned to be located in the Mafeteng District.
The services include Environmental and Social Impact Assessment (ESIA) following AfDB and IFC Performance and Management (ESMP) services in support of development of the project. Bids must be submitted by Nov. 30, 2017.
The Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA), which is managed by the African Development Bank (AfDB) has agreed to provide NEO I SPV Pty Ltd., a subsidiary of OnePower Lesotho Pty Ltd., with a $695,500 grant to finance the preparation of a bankable business case for the development of the project in mid-August.
SEFA said that the grid-connected PV plant will be installed in the Mafeteng Province and will enable the strategic phase-out of costly power imports from Mozambique and the reduction of imported coal-generated power from South Africa.
The plant, which is part of country’s National Electrification Master Plan (NEMP), is expected to contribute approximately 13% to Lesotho’s maximum system demand of around 150 MW and to decrease power retail prices by replacing 20 MW of imported power from Mozambique.

ET Energy to build 61 MWp solar project in Malaysia

ET Energy to build 61 MWp solar project in Malaysia


A turnkey EPC agreement has been inked by ET Energy, the global solar project development arm of Chinese PV company ET Solar, alongside its partner Northwest Electric Power Design Institute Co., Ltd. of (NWEPDI) China Power Engineering Consulting Group, and local solar PV developer UiTM Solar Power Sdn. Bhd. to build a 61 MWp utility solar power plant in Malaysia.
ET Energy will work with NWEPDI to provide one-stop engineering, procurement, construction, operation and maintenance service on the project, located at Gambang in Kuantan, Pahang, and awarded in the first round of Malaysia’s large-scale solar PV auctions.
“We are proud to provide a one-stop service for one of the largest solar power plant in Malaysia, which ET Energy has been supporting since June last year,” Dennis She, President and CEO of ET Energy said, while also voicing confidence that the project will be completed on time and in compliance with the specifications required by the customer.
Following its second competitive auction for large-scale PV projects with 360 MW allocated to Peninsular Malaysia held in August, which attracted strong interest reaffirming the country’s growing importance as a destination for clean-energy investment, Malaysia is now poised to further expand its solar fleet.
According to BMI Research, the country is shaping up as one of the most attractive renewables markets in Southeast Asia, roughly as appealing as Thailand and China, with non-hydro renewables capacity expected to rise from 1.4 GW last year to 3.4 GW by 2026.

ENGIE teaming with Heliatek to install HeliaSol lightweight technology at French school

ENGIE teaming with Heliatek to install HeliaSol lightweight technology at French school


The structure of the roof will require no reinforcements nor alterations thanks to Heliatek’s innovative HeliaSol technology, with the secondary school being able to produce 23.8 MWh of electricity per year, the equivalent to five local households. The electricity will be directly used by the school to fulfil 15-20% of its power needs.
ENGIE has held a stake in Heliatek, the developer of the HeliaSol technology, since 2016, and has explained that the goal of this investment is to experiment with the technology to open up longer term large-scale development. The new technology is an organic PV film suitable for lightweight roofs, flat or curved, on which it would not ordinarily be possible to install traditional PV technology. Heliatek also claims that HeliaSol technology is faster to install and easily recyclable.
“Renewable energies are an essential part of our strategy, based on a decarbonized, decentralized and digitized world,“ said Isabelle Kocher, CEO of ENGIE. “And half of all energy consumption comes from the building sector. For them, solar energy is increasingly an opportunity and, thanks to OPV technologies, buildings which up to now were unable to benefit from the advantages of photovoltaic energy will now be able to use it. Our partnership with Heliatek allows us to play our full role as supplier of the best solution tailored to each customer.“
Engie has a stake of 6.6% in Heliatek, and its investment in the firm was part of a large-scale plan to change the company’s image, and for it to become more involved in renewable energy.

It’s settled: GCL-Poly resolves legal dispute with Solaria

It’s settled: GCL-Poly resolves legal dispute with Solaria


Chinese conglomerate GCL-Poly has reached a ‘mutually agreeable’ resolution to an intellectual property (IP) lawsuit filed last September (Sept. 9 2016) in California by U.S. solar firm Solaria.
The allegation by Solaria was that GCL Solar Energy Inc., a subsidiary of GCL-Poly Energy, stole trade secrets from Solaria and thus exercised unfair competition – using confidential Solaria technological information to develop their own shingled solar modules.
Such activity would have been a violation of a non-disclosure agreement dating from 2014, when the two firms first collaborated.
When the case was first brought last year, GCL-Poly responded that the lawsuit was “without merit”. This week’s settlement – executed under strict confidentiality – should nevertheless draw a line under the litigation procedures, GCL-Poly stated.
The dispute was related to Solaria’s zero white space modules, as well as the connection process that enables busbarless cell technology. In total, Solaria has more than 100 patents for its PV technology.

ADFD and IRENA invite application for renewables funding for developing countries

ADFD and IRENA invite application for renewables funding for developing countries


The Abu Dhabi Fund for Development (ADFD) and the international Renewable Energy Agency (IRENA) are inviting applications for renewables energy projects in developing countries.  The ADFB fund is in its sixth of seven US$50 million rounds, with the maximum sum of US$350 million to be reached in the next round of funding within the established IRENA and ADFD framework.
“In just the last few years, renewable energy has emerged as one of the most economical choices for new power generation in countries around the globe. Accelerated renewable energy deployment in developing countries expands access to energy, improves health and welfare, creates jobs and drives economic growth,” said IRENA Director-General Adnan Z. Amin. “This new funding cycle provides greater opportunity for developing countries to access low cost capital for renewable energy projects to drive the energy transformation and achieve sustainable development. The continued partnership between ADFD and IRENA connects a stable and reputable source of funding to places where it can have the most impact and where financing is one of the greatest challenges.”
For his part, His Excellency Mohammed Saif Al Suwaidi, Director General of ADFD, said: “Since the announcement of the first funding cycle of the IRENA/ADFD Project Facility back in 2014, this unique partnership has continued to support replicable, scalable and economically feasible renewable energy projects in developing countries.”
He added: “The five previous cycles have attracted a host of impressive, innovative and sustainable projects that go a long way in enhancing energy security worldwide. Following their contibution in advancing the global sustainability mandate, we are delighted to open funding for the sixth cycle and continue our journey of socio-economic growth.”
Sustainable and affordable energy is provided to millions of people though the IRENA/ADFD Project Facility. The first four cycles ensured that $189 million was allocated to 19 renewable energy ventures across the globe, while covering 50% of the project costs. The loan approval process saw both firms conduct a thorough assessment of entries in close collaboration to select projects that best fulfilled the eligibility criteria.
The first four cycles have brought 100 MW of renewable energy online and improved the lives of over a million people by giving them better access to electricity. The project spans throughout Asia, Africa, Latin America, and Small Island developing states while utilizing the complete array of alternative energy sources and a wide range of systems such as hybrid, off-grid, mini-grid, on-grid and backup storage.

Indian government planning ‘rent a roof’ policy for solar rooftop

Indian government planning ‘rent a roof’ policy for solar rooftop


Anand Kumar, Secretary in the Ministry of New and Renewable Energy (MNRE), has said that the government is planning a ‘rent a roof’ policy to push the rooftop solar sector in India, the Live Mint has reported. The distributed generation (DG) solar rooftop sector lags way behind national targets. As of August 2017, the country has installed just 1.7 GW against the 40 GW target by 2022.
Under the policy, solar developers will rent rooftop space, fit it with solar, and will offer the lease to each household, feeding the power to the grid, Kumar explained. Such a policy comes against the backdrop of India’s nascent net-metering market.
Kumar explained that at present, net metering is the responsibility of the individuals that have solar on their roof. However, with the new policy, the developer will take care of everything, including O&M.
During India’s National Mission review meeting in July 2017, the committee concluded that the rooftop target is unrealistic and has asked for a revision. Similarly, Bridge to India analyzed that reaching up to 50% rooftop targets by 2022 is also unlikely.
Kumar said that because of these reasons, and the proliferation of rooftop installations in the commercial & industrial sector, the government is eager to support residential installations wherever possible.
Solar advisory firm Gensol Group, told the Live Mint that it has welcomed the move and hoped that government will define a clear framework as there would be many stakeholders involved in the process.

Japan: Canadian Solar raises $66 million with dual-tenor green project bond

Japan: Canadian Solar raises $66 million with dual-tenor green project bond


Canadian Solar, a vertically integrated Tier-1 Chinese solar firm, has secured ¥7.4 billion ($66.0 million) in project financing for its 27.3 MWp solar power plant in Tottori Prefecture, Japan.
The Tottori green project bond consists of a dual-tenor maturity of 1.5 and 18.3 years. These two dates represent the initial and extended tenor respectively, within a single-tranche of the bond, making full repayment of the bond flexible, while enabling a potential sale of the solar power plant to the Canadian Solar Infrastructure Fund, recently listed on the Tokyo Stock Exchange.
The Japan Credit Rating Agency assigned the Tottori project an investment grade rating of “A”, the highest rating available to the solar sector in Japan, making it the fourth project by Canadian Solar to it.
The asset-backed, non-recourse bond was issued at par and pays a fixed coupon of 1.2725% per annum during the initial tenor and, if extended at the option of Canadian Solar, 1.3113% per annum. Goldman Sachs Japan acted as the bond arranger and Hitachi Capital Trust was appointed as trustee.
“We are very proud to announce the issuance of a second dual-tenor green project bond at a low coupon rate. This solidifies our position as the leading international issuer of green project bonds in Japan. Investors recognize our strong record of building high quality and bankable solar power projects. This project will contribute to the growth of Canadian Solar Infrastructure Fund as a leading renewable energy fund in Japan. We will continue to look for opportunities to promote renewable energy platform in this market,“ said Shawn Qu, Chairman and Chief Executive Officer of Canadian Solar Inc.
This year, Canadian Solar has been very active both in regard to the raising of funds and project development. In March, it secured a $36 million credit facility with Japan’s Sumitomo Mitsui Finance and Leasing, and a few days later in April finalized a $47 million inaugural dual-tenor green project bond with Goldman Sachs Japan for a 19 MW solar project it is building in Gunma prefecture.
In addition to the Tottori power plant, which achieved commercial operation in August 2017 with a 20-year PPA feed in tariff contract signed with local utility Chugoku Electric Power at the rate of  ¥40 ($0.32)/kWh, the module manufacturing heavyweight has also connected to the grid 52.5 MW of solar capacity at four sites across Japan in the first half of 2017. 

Anti-dumping petition has created huge uncertainty for entire Indian solar sector, Bridge to India says

Anti-dumping petition has created huge uncertainty for entire Indian solar sector, Bridge to India says


In July, the India Solar Manufacturers Association (ISMA) filed a petition with Directorate General of Anti-Dumping & Allied Duty (DGAD), Ministry of Commerce and Industry, Government of India for investigating imports of solar cells and modules from China, Taiwan, and Malaysia.
The DGAD is required to submit the case to the Ministry of Finance within 12 months, with six months extension possible if needed. In addition to any introduction of anti-dumping duties (ADD), some industry experts feel that the DGAD may also decide to impose a provisional duty. Provisional duty is levied under critical circumstances in which there is clear evidence that imports have caused severe injury to the domestic industry.
However, according to Bridge to India, analyzing several other, non-solar anti-dumping cases in India, the anti-dumping and provisional duty decision took an average of 15 months and seven months respectively. Therefore, it is expected that a final decision on ADD and provisional duty on the import of PV cells and modules may come by October 2018 and February 2018 respectively.
The Indian government is under pressure regarding the poor state of domestic solar manufacturing despite its ‘Make in India’ initiative, and a ten-fold increase in solar module demand over the last three years. Hence, there is a growing sense that duties may be imposed imminently.
Impact on solar projects
According to Bridge to India, as of September 30, India’s total utility-scale solar pipeline stood at 10,842 MW. All of these projects could be impacted by the untimely introduction of provisional or ADD depending on when the decision is announced. Projects under the domestic content requirement (DCR) category should not be affected. However, it is expected that these projects would also face cost increases as local manufacturers would hike prices immediately in the event of any duty imposition.
The ADD will have an operational and financial impact on pipeline projects. The modules contribute to approximately 60% of the total solar project cost. At a current price of $0.36/W, a duty of 30% would increase project cost by 18%, or INR 895 million ($14 million) for a 100 MW project. As the negative impact of duties is significant – about a 3% fall in returns at a duty level of 30% – the petition is a substantial risk to the viability of all pipeline projects, where modules have not yet arrived on site.
More critically, if a duty exceeding 10% and no recourse is provided to the developers, pipeline projects face the risk of abandonment except where real capital has been already committed to the projects. This would be a grave scenario for the sector and all concerned stakeholders.
To avoid such losses, some developers are looking for change-in-law protection. Bridge to India analyzed that if a 30% duty is imposed, the tariff will need to go up by about INR 0.48/ kWh (17% more than present) to restore pre-duty financial returns of the solar project. The consultancy company believes that the probability of getting change-in-law compensation is minuscule, as such provisions in most PPAs are rather weak, and the DISCOMs would fiercely resist any costs being passed on.
The only optimistic scenario for the EPC sector is that projects auctioned before the date of the petition (July 2017) are exempted, or that the central or state governments compensate them for extra costs. However, Bridge to India said that there is only a 50% chance of that happening.
Moreover, any auctions conducted while a duty decision is pending also face an uncertain future. As of September 2017, there are 2,655 MW (2,087 MW in the open category and 568 MW in DCR category) of tenders, which have been announced and are awaiting auctions.
There are two broad range of possibilities for auctions held in the intervening period, both equally unappealing – first, developers continue to bid aggressively, in which case, the projects would be financially unviable if a duty is subsequently announced. The second, the developers exercise restraint, resulting in less competition and higher tariffs, in which case, the DISCOMs might retreat and refuse to sign PPAs – as has been seen in many tenders recently.
Impact on domestic sector
For domestic manufacturing, Bridge to India does not see any immediate positive impact coming from a duty imposition. Since FY 2016-17, 89% of solar modules used in India were imported from China and other countries, and India’s total operational solar cell and module manufacturing capacity was only 1.7 GW and 5.5 GW respectively. Against this, however, is poor utilization: actual production in 2016-17 was just 0.7 GW and 1.7 GW respectively.
Domestic manufacturers have been struggling because of their inability to compete on price with Chinese manufacturers. Most of them have sub-scale capacities, high-cost base and are entirely reliant on imported technology and raw materials. Therefore, the imposition of ADD or provisional duty exceeding 10% shall enable them to price at profitable levels and increase production.
But the critical issue for the sector is whether Indian or other manufacturers would be able to use the opportunity afforded by duties to make investments and create a thriving, competitive module manufacturing sector in India. There is vast gap regarding operational or technological capability between India and China, where the former is expanding globally to counter a threat from trade barriers. The country will still depend on imports in the coming years.
The module manufacturers should be able to circumvent duties, at least partly, by routing exports from manufacturing bases, in turn mitigating the negative and positive impact on Indian developers and manufacturers respectively. Bridge to India believes that trade barriers alone will fail to achieve their target to promote domestic manufacturing unless they are backed up by other policy reforms to improve the competitiveness of Indian manufacturing.

Zwei Drittel der Bürger wollen den Kohleausstieg

Zwei Drittel der Bürger wollen den Kohleausstieg

Erstmals wurde das soziale Nachhaltigkeitsbarometer zur Energiewende vorgestellt.
14.11.2017 14:00 - 88 Prozent der deutschen Bürger befürworten die Energiewende. Die Zustimmung geht dabei quer durch alle Bildungs-, Einkommens- und Altersgruppen sowie politischen Präferenzen. Allerdings sehen zwei Drittel der Deutschen eine soziale Schieflage bei der Energiewende.
Über 65 Prozent sind der Meinung, dass die kleinen Leute die Kosten der Energiewende tragen, während Unternehmen und Besserverdiener davon profitieren. Das belegen Ergebnisse des 2017 erstmals erstellten sozialen Nachhaltigkeitsbarometers zur Energiewende. Dieser wurde vom Institut für transformative Nachhaltigkeitsforschung, kurz IASS, der 100 Prozent Erneuerbar Stiftung und der Innogy Stiftung für Energie und Gesellschaft vorgestellt. Befragt wurden mehr als 7.00 Haushalte.
Eine breite Mehrheit wünscht sich, dass Vielverbraucher stärker an der Finanzierung der Energiewende beteiligt werden sollen. Fast die Hälfte der Bevölkerung ist mit der Politik der Großen Koalition bei der Umsetzung der Energiewende unzufrieden. Fast jeder zweite Deutsche hält die Energiewende demnach für eher ungerecht, nur jeder Vierte für eher gerecht. „Das ist ein deutliches Signal. Energiepolitische Maßnahmen sollten stärker auf ihre soziale Verträglichkeit abgeklopft und einkommensschwache Haushalte gezielt unterstützt werden“, betont Ortwin Renn, wissenschaftlicher Direktor am IASS und Projektleiter der Studie. Erstaunlich dabei sei auch, sagt Renn: „Die Menschen, die sich finanziell und wirtschaftlich eher negativ von der Energiewende betroffen fühlen, befürworten diese dennoch.“
Die Mehrheit der Bürger sieht auch die Nutzung von Kohlestrom kritisch. Fast zwei Drittel der Bevölkerung befürworten demnach einen Ausstieg aus der Kohle. Das gilt auch mehrheitlich für die vier Bundesländer mit Braunkohleabbau: Brandenburg, Nordrhein-Westfalen, Sachsen und Sachsen-Anhalt. In dem Kohlestandort Nordrhein-Westfalen befürworten den Kohleausstieg sogar 60 Prozent. Zum Vergleich: Den Atomausstieg befürworten 68 Prozent der Bevölkerung. (N. Petersen)

Donnerstag, 16. November 2017

SMA sorgt für Netzstabilität in Kalifornien

SMA sorgt für Netzstabilität in Kalifornien


Die SMA Solar Technologie wird 13 Sunny Central Storage-Batterie-Wechselrichter für ein 20-Megawatt-Batteriespeicherprojekt an des Los Angeles Department of Water and Power (LADWP). Das Speicherkraftwerk sei in der Mojave-Wüste geplant, um umfangreiche Netzsystemdienstleistungen bereitzustellen und die Netzstabilität zu gewährleisten, teilte das deutsche Photovoltaik-Unternehmen am Mittwoch mit. Es solle die schwankende Erzeugung aus Photovoltaik-Anlagen mit rund 600 Megawatt Gesamtleistung und Windparks mit 135 Megawatt Kapazität in der Region Kern County ausgleichen. Das LADWP habe sich zum Ziel gesetzt, bis 2021 Energiespeicher mit einer Gesamtkapazität von 178 Megawatt in Betrieb zu nehmen.
Die ausgewählten Sunny Central Storage 2750-EV-US-Batterie-Wechselrichter seien mit verschiedenen Batterietechnologien kompatibel, hieß es weiter. Doosan Grid Tech werde das Speichersystem integrieren Projektmanagement und Bauleitung liege bei der Firma KTY Engineering. „Weltweit steigt die Nachfrage nach Speichertechnologien und die reibungslose Integration von erneuerbaren Energien wird zu einer der bedeutendsten Herausforderungen für die zukünftige Energieversorgung werden“, erklärte Volker Wachenfeld, Executive Vice President Business Unit Offgrid und Storage bei SMA. Das deutsche Unternehmen habe schon heute eine passende Lösung, die die Energiesysteme zukunftssicher mache.