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Mittwoch, 24. Mai 2017

As 100 Percent Renewables Become the New Norm, a New Role for Utilities Emerges

As 100 Percent Renewables Become the New Norm, a New Role for Utilities Emerges

 
Portland, Ore., is one of the most recent municipalities to join dozens of cities and states across the U.S. in pledges to run on 100 percent renewable energy in the coming decades. Portland is taking a two-step approach toward its goal: first, the city and county in which it’s located have committed to work with energy utilities Portland General Electric (PGE) and Pacific Power to shift the electricity portfolio to renewable sources by 2035; second, it will eliminate all direct fossil fuel use, such as vehicle fuels, natural gas and home heating oil.
While Portland prides itself on being environmentally conscious, more and more government leaders across the country are introducing similarly aggressive measures — from Midwestern cities such as Chicago and Madison, Wis., to San Diego and the state of Hawaii.
A similar movement is happening at the corporate level. Leaders of some of the nation’s biggest companies are adopting 100 percent renewable purchasing initiatives. Leaders include Walmart, Nike, Nestle, Salesforce, Microsoft and Facebook, among many others, and are all part of the global Renewable Energy 100 Initiative. Per RE100’s 2016 annual report, the 90 companies in the program were, on average, already halfway to reaching their goal. Salesforce even accomplished its aim to achieve net zero carbon emissions across its global footprint by 2050, a whopping 33 years earlier than anticipated. Now that’s some serious momentum.
Wind and solar are among the most popular renewable energy sources, and companies are putting significant dollars behind adopting and expanding these programs. Wind has blown its way to the top of the list of renewables with record growth in 2016, according to the American Wind Energy Association (AWEA). The growth is due in part to large-scale corporate initiatives such as General Motor’s (GM) wind-powered Arlington, TX assembly plant and 7-Eleven’s plan to power most of its Texas stores with wind energy beginning in 2018. Joining the likes of GM and 7-Eleven, as well as Facebook and Home Depot in wind energy investments, Apple recently announced that a soon-to-be-built wind farm in Oregon will power one of its data centers, which is located about 130 miles away. This is Apple’s largest renewable energy investment to date.
Given government organizations and corporations make up most of a utility’s customer base — business customers make up more than 50 percent of typical utility revenues — the shift to renewable energy sources has prompted utilities to expand the services they offer their business customers. In order to meet evolving customer needs, such as helping business customers procure large amounts of renewable energy to replace fossil energy from the grid, utilities need to adapt to become trusted energy advisers and partners. Their knowledge of electricity purchasing makes them the best positioned — and in some cases, the only suitable partner — to take on this new challenge.
Customers don’t just appreciate personalized and custom energy services; they expect them. Accenture recently found that 92 percent of energy consumers would be more satisfied with their energy provider if they personalized their communications and engagement. As more energy sourcing options become available, business customers need expert guidance in order to cut through the clutter of what’s the current trend to what’s best for their individual business.
With customers making their demands heard loud and clear, utilities are being forced into new territory — and, in some cases, are being pushed back onto their heels. According to a recent Navigant study, 52 percent of utility executives name increasing customer satisfaction and Net Promoter scores (NPS) as their top customer service business goal, but confidence in their own ability to deliver on this goal is low, ranging from six percent to 24 percent. While utilities may still be working on solutions for emerging customer needs, the reality is that existing tools, put to work more effectively, could put them closer than they think.
Utilities have a tremendous tool in the form of years of energy use data. Together with deep data analytics — correlated with data on temperature, sun and wind patterns — these are tools utilities can use to help customers better understand their energy options, and identify which solutions are the best fit for their specific needs.
This data-driven capability can be especially valuable, for instance, as utilities field more and more questions from customers about clean and renewable energy options. With demand increasing for new solutions, utilities have an opportunity to take a proactive role in their customers’ energy planning by providing a full portfolio of options tailored to specific and well-understood historical energy usage.
The result can be a win-win for both customer and utility. With guidance from utilities, the customer can end up with a better portfolio of energy resources than it would select on its own. The utility, in turn, can limit customer defections and increase satisfaction, while gaining greater insight into decisions that directly affect system resource planning and reliability.
Taking a cue from PGE, Pacific Power and the City of Portland, utilities should seize the opportunity to work closely with their customers and use data to ease the transition from fossil fuels to cleaner energy. They can do this by leveraging their deep understanding of customers’ energy use to recommend the best and most cost-efficient ways to reach their sustainability goals.
Existing data and relationships with local businesses and governments puts utilities in prime position to deliver insights, educate and advise. If they commit to a deep level of customer engagement, they will cement their position as key partners for their customers as the energy landscape changes in the years and decades ahead.

SolarCity, SunRun Win Arizona Tax Suit Over Exemption

SolarCity, SunRun Win Arizona Tax Suit Over Exemption

 
SolarCity Corp. and rival SunRun Inc. persuaded an Arizona appeals court that certain tax exemptions for solar panels don’t violate the state constitution, according to an opinion released May 18.
The Arizona Court of Appeals rejected the state Department of Revenue’s contention that solar panels leased to residents and businesses generate electricity just as traditional electricity providers do, subjecting them to the same taxes (Solarcity Corp. v. Ariz. Dep’t of Revenue , 2017 BL 165607, Ariz. Ct. App., Div. 1, No. 1 CA-TX 15-0008, 5/17/17 ).
SolarCity, founded by billionaire Elon Musk, and SunRun, started by venture capitalist Richard Wong, sell and lease solar panels that generate electricity for individual customers without drawing from a utility company. The systems, at times, generate more electricity than the clients can use, and that extra electricity is transferred to the electric grid.
In exchange for the extra electricity, the utility company applies credits to those clients, who must draw from the grid at certain times, such as during cloudy weather, when the panels aren’t operating at full capacity.
The Department of Revenue argued that transferring electricity to the grid turns the panels into electricity-generating “facilities” under statutes. To exempt the panels would be unfair to “similarly situated,” traditional power providers and violate the state constitution’s uniformity provision, the division said.
The court, however, ruled that electricity-generation facilities and solar panels aren’t “similarly situated.” The SolarCity and SunRun panels convert energy to be used primarily to meet the power needs of the buildings on which they are installed, while merchant electric facilities convert energy to be delivered through the grid to utility customers generally, the court said.
“In fact, the panels are limited to producing no more than 125 percent of electricity to meet a specific building’s calculated use—a limitation not present for electric wholesalers,” the court said. “Thus, the electric generation statute does not apply to taxpayers’ solar panels.”
The state’s renewable energy equipment valuation statute also doesn’t apply because solar panels aren’t “renewable energy equipment” as defined by the law, the court said.
©2017 Bloomberg News
Lead image: Credit Pixaby.

CEO: WINDPOWER 2017 Has “A Brand-new Attitude”

CEO: WINDPOWER 2017 Has “A Brand-new Attitude”

 
Wind energy professionals are gathering in California this week to showcase new products and services, network and discuss the issues relevant to the growth of wind energy at the American Wind Energy Association’s (AWEA’s) annual WINDPOWER 2017 event.
Renewable Energy World asked exhibitors and companies attending the event to tell us what they will be showing on the tradeshow floor. Here are just some of the announcements we received.
Celebrating its 100th anniversary, Parker Hannifin is showcasing its pitch actuator, which it says combines the benefits of electromechanical and hydraulic actuation and offers higher efficiency than conventional hydraulic pitch systems, while eliminating coolers and is delivered in two ready-mounted packages per blade. The company has solutions for bearing lubrication, ventilation and condition monitoring.
Bearing manufacturer Timken is showing how its bearings can increase time between maintenance events. For instance, the company said that its Tapered Double Inner (TDI) roller mainshaft bearing can improve bearing life and system performance in three-point mount turbines by reducing axial thrust by as much as 67 percent before it reaches the gearbox.
DNV GL is launching Forecaster NOW, a forecast on-demand web portal with e-commerce enabled transactions that the company says is a first for the industry. Forecaster NOW provides users with on-demand forecasts of select power markets with hourly resolution to seven days and immediate estimates of future wind and solar plant energy production for energy traders, plant operators and other stakeholders. DNV GL will be doing live demonstrations at the company’s booth.
Technology solutions provider ABB will be showcasing a wide range of innovative products, systems, service and software solutions for the wind industry this week, including the ABB Ability digital portfolio. The company said that these tailored digital solutions span the breadth from individual devices to solutions and services for the wind and renewables markets and demonstrate how new wind generation technologies beyond the turbine — including maintenance, controls systems, analytics and substations — can improve reliability and decision making.
The Country of Denmark is exhibiting at the show – bringing some 28 companies from the world leader in wind power to the show. Denmark has shown that wind power can cover 40 percent of the country’s annual electricity consumption virtually without blackouts, By 2021, that number is expected to jump to 50 percent. Danish manufacturers and experts will be at WINDPOWER 2017 to inspire American wind energy professionals and share knowledge to strengthen the advancing wind energy sector in the U.S. The Danish pavilion is hosted by the Danish Wind Export Association (DWEA) in partnership with the Danish Wind Industry Association and State of Green, a public-private partnership founded by the Danish government and others.
Eldec LLC is showing its hoistable induction generator system that makes brazing or welding high above the ground easier.
Though it won't be showing these at WINDPOWER 2017, ExxonMobil just launched its new educational video series for industrial operators. “The Grease Experts” features in-house grease experts Chris Decker and Toby Hlade answering questions sourced from real operators.
V-Bar and Chinook Wind, having just finalized their merger, are rolling out the company’s new name: ArcVera Renewables. The merger brings together diverse technical skill sets in atmospheric science and engineering.
CFD software company meteodyn is releasing the next version of its WT software. meteodyn WT6 has a more intuitive and user-friendly interface, said the company. In addition, visualizations have been optimized, as well as displays, categories and modules such as turbines management and climatology management.
In related news, the Board of the AWEA elected Tristan Grimbert of EDF Renewable Energy its chair.
“As we return to California, birthplace of utility-scale wind power, we’re bringing a brand-new attitude,” said Tom Kiernan, CEO of AWEA. “Big brand names are stampeding to buy wind to supply their stores and factories. With a stable national policy in place, and critical power line infrastructure on the way, we’re delivering on our promises to keep cutting costs. Wind is on track to supply 10 percent of U.S. electricity by the end of the decade.”
Kiernan hailed wind’s emergence this year as America’s No. 1 renewable energy resource in generating capacity. In the first quarter, the U.S. industry installed a new turbine every 2.4 hours on average.
Follow @REWorld for the latest tweets from the show.
Lead image: Credit: @LaurenBurm

Wind in the Sails of Offshore Wind Farms: Recent Developments in Incentives

Wind in the Sails of Offshore Wind Farms: Recent Developments in Incentives

 
On May 11, Sens. Edward J. Markey (D-Mass.), Sheldon Whitehouse (D-R.I.) and Rep. Jim Langevin (D-R.I.-2) introduced the Offshore Wind Incentives for New Development Act or, simply, the Offshore WIND Act. The Offshore WIND Act would extend the 30 percent investment tax credit (ITC) under Section 48 of the Internal Revenue Code (Code) for offshore wind through 2025.
As reported in the press release announcing introduction of the legislation, the Offshore WIND Act is co-sponsored by Sens. Jeff Merkley (D-Ore.), Elizabeth Warren (D-Mass.), Jack Reed (D-R.I.), Cory Booker (D-N.J.) and Sherrod Brown (D-Ohio), and is supported by a number of stakeholders, including the League of Conservation Voters, NRDC, Environment America, Sierra Club, Oceana, Union of Concerned Scientists, Mass Audubon and the Conservation Law Foundation.
Whitehouse and Langevin, two of the sponsors of the Offshore WIND Act, each represent Rhode Island, home to the Block Island Wind Farm, the nation’s first and only offshore wind farm. However, Maryland may soon be following. On the same day that the Offshore WIND Act was introduced, the Maryland Public Service Commission authorized two offshore wind projects with an aggregate wind capacity of 368 MW and awarded offshore wind renewable energy credits to both U.S. Wind Inc. and Skipjack Offshore Energy LLC. Nevertheless, the offshore wind industry faces some headwinds.
Under current law, a wind project, including an offshore wind farm, would be eligible for the production tax credit (PTC) under Section 45 of the Code if construction of the wind project begins before Jan. 1, 2020. However, to be eligible for 100 percent of the PTC (which for 2017 is at a credit rate of 2.4 cents/KWh), construction of the project must have begun before Jan. 1, 2017. Thereafter, the credit is reduced by 20 percent for facilities that begin construction during 2017, 40 percent for facilities that begin construction during 2018 and 60 percent for facilities that begin construction during 2019.
Alternatively, Section 48 of the Code allows a qualifying wind project, including an offshore wind farm, to elect the ITC in lieu of the PTC. Under current law, the ITC would be available for a qualifying wind project that begins construction prior to Jan. 1, 2020. Like the PTC, the ITC is subject to a phase out. To be eligible for the full amount of the ITC (which is 30 percent of the eligible cost basis of the wind project), construction of the project must have begun before Jan. 1, 2017. Thereafter, the ITC is reduced by 20 percent for facilities that begin construction during 2017, 40 percent for facilities that begin construction during 2018 and 60 percent for facilities that begin construction during 2019. It is expected that offshore wind farms usually would elect to claim the ITC in lieu of the PTC due to their high capital costs.
Although the phase out of these incentives is an industry-wide challenge, it is particularly problematic for offshore wind farms because of the longer planning and permitting times that these projects require. Case in point, sponsors of the Offshore WIND Act point to the Block Island Wind Farm, which began operations in December 2016, despite being initiated nearly nine years ago. As a result, the Department of Energy has found that no additional offshore wind projects are projected to be able to qualify for the PTC or ITC before they expire.
In addition, these incentives are generally limited to offshore wind farms that are located in the territorial waters of the U.S. over which the U.S. has exclusive rights with respect to the exploration and exploitation of natural resources (commonly referred to as the outer continental shelf).
To incentivize offshore wind production, the Offshore WIND Act would extend the full 30 percent ITC to “qualified offshore property” the construction of which begins before Jan. 1, 2026. Qualified offshore property would include any facility (other than certain small wind energy facilities with nameplate capacity of not more than 100 kW) using wind to produce electricity that is located in the inland navigable waters of the U.S. (including the Great Lakes), the coastal waters of the U.S. (including the territorial seas of the U.S.), the exclusive economic zone of the U.S. or the outer continental shelf of the U.S. Thus, the Offshore WIND Act would both extend the start-of-construction deadline and change the requirement regarding the location of an offshore wind farm.
We are hopeful that the Offshore WIND Act and the Maryland Public Service Commission’s approval of two major offshore wind projects will be a tailwind for the offshore wind industry.

Jeffrey G. Davis (left) is a partner in the Tax Transactions & Consulting group in Mayer Brown’s Washington DC office and is a co-head of the firm’s Renewable Energy group.
Isaac Maron is a Tax Transactions & Consulting associate in Mayer Brown's Washington DC office.
This article was originally published by Mayer Brown and was republished with permission.
Lead image credit: Deepwater Wind | Twitter

Building it Better: How Wind EPCs Are Driving Down Wind Energy Cost

Building it Better: How Wind EPCs Are Driving Down Wind Energy Cost

 
While the all-in cost to build a wind farm has fallen dramatically over the years, due in part to larger and more powerful turbines that can harness more wind energy for less money, the cost of building the projects themselves has also fallen but still has a ways to go.
“Driving out waste in our industry is always at the forefront of our minds,” said Tim Maag, the Vice President and general manager of wind for Mortenson Construction, one of the top wind EPCs in the United States. Maag acknowledges that collectively the wind industry has made a lot of progress in bringing down costs but said that type of work is never done.
“Driving out waste is something that you never stop working on.”
First Standardize, Then Improve
Maag said that early on Mortenson developed standard work instructions for all of the work it does building a wind farm but that is only the first step. Once the standard is in place, Mortenson challenges all of its workers to improve it and offers them incentives like gift cards or jackets as rewards for good ideas.
“We know if we engage the craft workers, the people doing the work, the people that are closest to it, and challenge them to come up with a better way of doing it, that the sky is the limit,” he said.
For example, Maag said that sometimes making a tweak to a process might mean that a crew of five can now do the work with only four people and the fifth team member can be assigned to a different task. A tweak could be in the form of the way a certain tool is used in the build process or a more efficient sequence for getting the work done, said Maag.
One innovation that Mortenson is in the process of creating is the ability to use an algorithm to define the best energy output with the least cost of construction. The company is working with Stanford University to perfect the system, which looks at the placement of turbines, the output they will generate and then factors in construction costs. The algorithm might show that moving a turbine a bit further a bit to the left or a bit to the right could reduce the cost of construction significantly but keep the wind resource the same.
“So the algorithm will go in and automatically relocate the turbines looking for the best energy output and the least cost of construction to get them put there,” he said.

Wind farm under construction. Credit: Mortenson Construction.
Software for Operation Efficiencies
In addition to algorithms like the one that Mortenson is using in partnership with Stanford, Maag said the company uses 3D design software for all of its builds and that it can layer the schedule on top of the design (the forth dimension) to give workers an understanding of where the project needs to be at any point in the future.
“So using virtual design has been pretty cool,” said Maag, adding, “of course that helps us sequence the work and look for the most efficient way of building the project.”
Vestas, one the largest turbine manufacturers in the world (but not an EPC), also recently announced that it uses operational efficiency software from SirionLabs to help drive costs out of its organization on the IT level. Sirion’s enterprise software platform uses automation and advanced analytics to help buyers and suppliers create higher value and more successful relationships, while enabling effective management of cost and risk in complex services engagements, said the company.
Vestas adopted Sirion’s solution to give it better visibility and control over the performance of its IT suppliers. The platform helps to minimize financial losses and risk in contracts. SirionLabs said in a press release that in addition to the significant hard Euro savings achieved through Sirion’s comprehensive 3-way invoice validation, the ability to monitor supplier performance at a granular level helps give Vestas more control of its supplier engagements.
“We realized cost-savings equating to 300 percent return on investment in Sirion during the first year as it enabled us to identify discrepancies in our supplier invoices which would otherwise go unnoticed,” said Henrik Stefansen, Senior Director, Global IT Sourcing at Vestas in the release.
Innovating with Partners and on the Job
Ken Hilgert is Business Development Director for Blattner Energy, another major EPC provider for wind farms. He said in an email that Blattner looks for innovative solutions to reduce cost from its projects and finds those cost-saving opportunities by integrating early with its clients.
Indeed, working with clients and partners is another key to finding innovative ways to cuts costs and/or improve processes. Mortenson’s Maag gave an example of how logistics companies must be able to deliver taller cranes in order to accommodate the taller turbine towers that have larger nacelles.
“We have to work very closely with the crane companies to make sure that there are going to be machines big enough to get to those elevations,” he said.
Equipment company Ampelmann manufactures people and cargo transfer solutions for the offshore wind industry in Europe. Friso Talsma, Business Development Manager with the company explained that its fully motion compensated gangways exist to “make sure people can safely get to work on an oil and gas platform or an offshore wind platform.” Because they are motion-compensated, the gangways remain stable in harsh marine environments and are not affected by wind, waves or currents.
The company recently announced that its E1000 motion compensated access system, with a gangway that transforms into a crane boom, had performed more than 12,000 people transfers and 7,000 cargo transfers safely between an offshore support vessel and wind turbines over a ten-month period. That increase in operational man-hours on the maintenance program for the wind farm resulted in Ampelmann’s contract being extended by Siem Offshore Contractors.
Steven Vis, Operations Engineer at Ampelmann explained that the company was able to find a more productive solution on the job.
“During this project, we came up with a solution to further increase operational efficiencies. The manual pins were replaced by hydraulic pin pushers, which reduced the change-over time from people to cargo mode from ten to five minutes. The E1000 was then able to transfer both people and cargo within 20 minutes,” he said.
Even though a five-minute reduction in the time it takes to perform an activity doesn’t seem like a huge innovation, reducing the time involved in performing a complicated process by 50 percent no doubt adds up over time.

The E1000 motion compensated access system has delivered efficiencies at Germany’s first commercial offshore wind farm. Credit: Ampelmann.
Thinking Big, Really Big
Talsma said that Ampelmann has now formed an internal team devoted to solving problems or creating more efficiencies within the wind industry.
“With that team we are developing innovations based on systems we already have or on new systems specially designed for the wind industry,” he said.
Mortenson has also formed several internal teams that are focused on innovation, said Maag. The “innovation challenge” asks teams of construction professionals to come up with “some of the boldest and the best ideas to tackle a problem within our industry,” he said.
There are seven teams working on the wind industry and each one will come up with three ideas. Those three ideas will then be narrowed down to one idea per team and each one will be presented to upper management at the end of 2017. Mortenson’s upper management will then choose which ideas to pursue for further development, potentially investing hundreds of thousands of dollars to advance them, Maag explained.
“It’s really amazing to see the creativity of our team members when you unleash them to think freely and to come up with ideas like that,” he said.
“I’m excited for the ideas I’m hearing about already.”

VDE entwickelt Zertifikat für große Photovoltaikanlagen

VDE entwickelt Zertifikat für große Photovoltaikanlagen

Das Zertifikat umfasst auch eine Vort-Ort-Überprüfung anhand fester Kriterien.
24.05.2017 9:07 - VDE Renewables hat ein Zertifikat auf der Basis von festen Kriterien zur Beurteilung der Qualität von Solaranlagen im Bestand entwickelt. Der Schwerpunkt liegt sowohl auf elektrischer als auch auf mechanischer Seite. Das Zertifikat hilft Investoren bei ihren Entscheidungen und liefert Betreibern Hinweise für Optimierungen.
Der Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE) hat ein neues Zertifikat für die Bewertung von großen Photovoltaikgeneratoren entwickelt. Damit bewertet die Experten von VDE Renewables bestehende Solaranlagen. Sie liefern mit der unabhängigen Überprüfung von Photovoltaikanlagen im Bestand die Grundlage für die Taxierung ihres Wertes auf dem Zweitmarkt. Auch für Versicherer sind die Leistung und die Qualität der bestehenden Anlagen von Bedeutung, wenn es darum geht, diese neu zu versichern oder bestehende Versicherungspolicen neu zu bewerten.

Komplette Überprüfung mit drei Schwerpunkten

Der Schwerpunkt bei der Überprüfung liegt auf elektrischer und mechanischer Sicherheit, dem Ertrag, dem optimalen Betrieb des Kraftwerks als Gesamtsystem sowie seiner Komponenten. Die Zertifizierung besteht aus drei Stufen. Zunächst beurteilen die Prüfer von VDE Renewables die technische und kaufmännische Dokumentation.In einem zweiten Schritt gehen sie an die Anlage und prüfen diese anhand fester Kriterien vor Ort komplett durch. Im Anschluss bestätigen sie die Ertragsdaten.

Kosten und Risiken minimieren

Wenn die Anlage hinsichtlich aller Kriterien vollständig in Ordnung ist, bekommt sie das Zertifikat „VDE zertifiziertes Photovoltaikkraftwerk im Bestand“. „Durch das VDE-Zertifikat können Projektbeteiligte, Banken, Investoren und Versicherungen die Stärken und Schwächen eines Kraftwerks objektiv bewerten, um damit die richtige Entscheidung für eine Investition oder eine Versicherungszusage zu treffen“, begründen die VDE-Experten die Notwendigkeit eines solchen Prozedur. „Durch die Ursachenanalyse und Bereitstellung von Handlungsempfehlungen hilft unsere Beurteilung dabei, Kosten und Risiken zu minimieren und Erträge zu steigern“, ergänzt Jonas Brückner, Leiter Photovoltaik Systeme bei VDE Renewables. „Anlagenbesitzer erhalten zudem durch die Überprüfung eine genaue Einschätzung zum ordnungsgemäßen Betrieb ihres Kraftwerks.“ (su)

Terra E plant Großproduktion von Lithium-Ionen-Zellen in Deutschland

Terra E plant Großproduktion von Lithium-Ionen-Zellen in Deutschland

Die europäischen Speicherhersteller sollen in Zukunft vor allem Batteriezellen aus deutscher Produktion verbauen.
22.05.2017 13:36 - In Deutschland soll eine Fabrik zur Großserienproduktion von Lithium-Ionen-Zellen entstehen. Diese soll die europäischen Speicherhersteller beliefern und damit für niedrigste Kosten sorgen.
Sei mehreren Jahren schon verfolgt die deutsche Speicherbranche den Plan, Batteriezellen hierzulande herzustellen. Denn bisher kommen die Lithiumionenzellen noch zum größten Teil aus Asien, vor allem aus Südkorea uns Japan. Aber auch chinesische Zellen kommen immer mehr auf den Markt. Jetzt wird ein neu gegründetes Unternehmen namens Terra E Holding mit Sitz in Frankfurt am Main einen Anlauf starten und eine Produktion von Lithium-Ionen-Zellen in Deutschland aufbauen. Die Gründungsgesellschafter sind der Hersteller von Batteriemodulen BMZ, Ulrich Ehmes, einst Geschäftsführer des eidgenössischen Speicherherstellers Lechlanché und Holger Gritzka, der bisher im Management des Anlagenherstellers Thyssen Krupp System Engineering saß. Letzterer wird die Geschäftsführung der neuen Fabrik zur Großserienproduktion von Lithium-Ionen-Zellen übernehmen.

Eine Zellfabrik für alle Speicherhersteller

Die Produktion wird nach und nach aufgebaut, so dass im Jahr 2028 Batteriezellen mit einer Speicherkapazität von bis zu 34 Gigawattstunden vom Band rollen. Diese sollen dann an die verschiedenen Hersteller von Batterien für Elektroautos und Heimspeichern in Europa geliefert werden. Damit lehnt sich die Holding an eine Form des Geschäftsmodells an, die schon längst in der Halbleiterindustrie Gang und Gäbe ist: die Foudry. Das ist ein Halbleiterwerk, das andere Unternehmen in der Halbleiterindustrie beliefert. Der Vorteil: Durch die gesammelte Produktion an einem Standort werden die Kapazitäten dieses Werks erhöht und damit die Herstellungskosten gesenkt. Nun soll auch die europäische Batteriebranche eine solche zentrale Fertigung bekommen. Deshalb werden in der neuen Fabrik auch unterschiedliche Zellformate produziert, um die Anforderungen der verschiedenen Speicherhersteller und Anwendungsbereiche erfüllen zu können.

Großserienproduktion endlich beginnen

Das Konzept der Produktion von Speicherzellen im Gigawattstunden-Maßstab beruht auf den Entwicklungsergebnissen eines Forschungsprojekts namens Giga LIB. Das von der Bundesregierung geförderte Projekt beschäftigte sich damit, wie eine solche riesige Batteriezellenfabrik aufgebaut werden muss und vor allem wie viel Geld sie kostet und ab wann diese wirtschaftlich arbeiten kann. Entstanden ist die Initiative im Rahmen des Kompetenznetzwerkes Lithium-Ionen-Batterien (KliB), dem 45 Unternehmen und Institute angehören. Die Mehrheit der Mitglieder des KLiB hatten sich schon 2015 für den zügigen Aufbau einer Großserien-Zellfertigung in Deutschland ausgesprochen. Dabei solle die Effizienz dieser Zellfertigung durch die Nutzung der neusten Maschinen und Produktionsanlagen gesichert werden. (su)

Premiere: GridSense-fähige PV-Batteriesysteme

Premiere: GridSense-fähige PV-Batteriesysteme

Auf der Intersolar Europe präsentiert AKASOL erstmals das neue PV-Batteriespeichersystem neeoBASIX mit GridSense: Es erlaubt ein intelligentes und wirtschaftliches Strom-Management im Haushalt und erhöht die Eigenverbrauchsrate erheblich.
Das Batteriesystem neeoBASIX (6,5/13 kWh) entdeckt in Privathaushalten und kleineren Gewerbebetrieben nicht nur jede PV-Anlage und relevante Stromverbraucher, sondern optimiert dank lernender Algorithmen und Prognosen vollautomatisch auch sämtliche Energieflüsse. PV-Anlagenbesitzern profitieren mit dem GridSense-fähigen Energiespeicher von einer Reihe an Vorteilen, denn sie verbrauchen vorwiegend den eigenen Strom, der überschüssige Strom wird netzfreundlich einfach eingespeist. Das reduziert die Energiekosten enorm und verkürzt die Amortisationsdauer der Anlage erheblich.
Ausgestattet ist das intelligente und flexibel skalierbare PV-Batterie­system aus der Produktpalette „neeo by AKASOL“ optional mit dem Home Energy Management System GridSense der Alpiq InTec Gruppe, Zürich/CH. Damit lassen sich alle im Haushalt mit dieser Technik ausgestatteten Stromerzeuger und Verbraucher – wie PV-Anlagen, Wärmepumpen, Boiler, Hausbatterien und Ladestationen für Elektrofahrzeuge – ansteuern, koppeln und die anfallenden Lasten über alle Geräte hinweg optimieren. Parameter wie Netzbelastung, Stromverbrauch und -produktion werden permanent gemessen und Wetterprognosen sowie Stromtarife in die Berechnungen mit einbezogen. Zudem erlernt der intelligente Algorithmus das individuelle Verhalten der jeweiligen Stromverbraucher, so dass rollierende bzw. adaptive 24-Stunden-Energieprognosen je Gerät ebenso möglich sind wie die Einhaltung von Komfortgrenzen für Warmwasser, Heizung, E-Auto etc.

Eigenverbraucher mit zusätzlichem Stromvertrieb müssen Daten melden

Eigenverbraucher mit zusätzlichem Stromvertrieb müssen Daten melden

Auch Gewerbetreibende und LAndwirte müssen genau prüfen, ob der im gebäude genutzte Solarstrom tatsächlich unter die Eigenverbrauchsregeln fällt.
19.05.2017 15:31 - Bis zum 31. Mai 2017 müssen die Betreiber von Photovoltaik- und anderen EEG-Anlagen ihre Basisinformationen und weitere Daten an den Übertragungsnetzbetreiber melden, wenn sie den Strom teilweise an Dritte verkaufen. Die DGS und die Anwaltskanzlei Nümann + Siebert hat dazu alle Informationen zusammengestellt.
Die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) Franken weißt darauf hin, dass Betreiber von Solaranlagen, die ihren Strom nicht nur selbst verbrauchen, sondern auch an Dritte verkaufen, bis zum Monatsende ihre Basisinformationen an die Übertragungsnetzbetreiber melden müssen. Hierbei geht es vor allem um die Meldung der Daten für die EEG-Umlage des Vorjahres. Sollten diese nicht bis zum 31. Mai 2017 beim Übertragungsnetzbetreiber eintreffen, müssen die Anlagenbetreiber mit entsprechenden Aufschlägen auf die EEG-Umlage rechnen. Dabei betont die DGS, dass diese Daten unaufgefordert übermittelt werden müssen.

Bagatellgrenze für Kleinanlagen

Die Meldefrist gilt nicht nur für Betreiber von großen Anlagen, sondern auch für die Betreiber von kleinen Photovoltaikgeneratoren mit einer Leistung von mehr als sieben Kilowatt, auch wenn der selbst verbrauchte Strom aus diesen Anlagen mit keiner EEG-Umlage belegt wird. Zudem gilt diese Meldepflicht auch für Betreiber von Bestandsanlagen, deren Leistung über dieser Bagatellgrenze liegt. Für andere EEG-Anlagen gilt eine Bagatellgrenze von einem Kilowatt, ab der der Eigenverbrauch und Stromverkauf entsprechend gemeldet werden müssen.

Genau auf Eigenverbrauch prüfen

Anlagenbetreiber, die ihren Strom selbst verbrauchen und an an anderer Verbraucher weiterverkaufen, erfahren alles zu den Regelungen, wenn der Solarstrom selbst genutzt wird, auf der Internetseite des Solidarfonds Eigenverbrauch. Zusammen mit der Kanzlei Nümann + Siebert hat die DGS dort ausführliche Informationen bereitgestellt – unter anderem auch, welche Meldepflichten es gibt und welche Fristen einzuhalten sind. „In dem Dokument sind die wichtigsten Fragen aufgeworfen und werden verständlich beantwortet, damit die Betroffenen in der Lage sind bis zum Monats Ende ihrer Meldepflicht nachzukommen“, betonen die Experten von der DGS. Dabei muss der Anlagenbetreiber unbedingt vorher abklären, ob er tatsächlich den Strom nur selbst bezahlt oder doch an Dritte liefert. Denn selbst wer einem Untermieter den Strom schenkt, muss für diese Strommenge EEG-Umlage bezahlen und unterliegt damit der Meldepflicht. Die DGS und die Anwälte von Nüman + Siebert raten deshalb, die Basisinformationen und Daten vorsorglich an den Übertragungsnetzbetreiber zu melden, verbunden mit der Bitte, die Zuständigkeit zu klären. Denn für die Erfassung der Basisdaten der reinen Eigenverbraucher sind die Verteilnetzbetreiber zuständig. (su)

Eidgenossen wählen die Energiewende

Eidgenossen wählen die Energiewende

Der Weg für die Energiewende in der Schweiz ist frei.
22.05.2017 9:11 - Mit einer deutlichen Mehrheit haben die Schweizer die Energiestrategie 2050 in der Volksabstimmung angenommen. Damit ist der Weg für die Energiewende frei. Diese wird von drei Säulen getragen. Die Wirtschaft und die Investoren bekommen wieder Planungssicherheit.
Die Schweizer haben sich für die Energiewende entschieden. Einer Mehrheit von 58,2 Prozent der Eidgenossen haben in der gestrigen Abstimmung über das erste Maßnahmenpaket zur Energiestrategie 2050 mit Ja gestimmt. Damit ist die Energiestrategie auf einem guten Weg, zum Jahreswechsel in Kraft zu treten. „Die Energiepolitik steht wieder auf verlässlichen Füßen und die Wirtschaft erhält Investitions- und Planungssicherheit zurück“, bringt das Komitee „Schweizer Wirtschaft für die Energiestrategie 2050“ das Ergebnis auf den Punkt.

Kompromiss angenommen

Eine der tragenden Säulen der Energiestrategie ist der Ausbau der erneuerbaren Energien. Mit der Annahme der Energiestrategie bekommen die Schweizer wieder gesicherte Rahmenbedingungen, auch wenn sie hätten besser ausfallen können. Denn die Energiestrategie ist ein Kompromiss vor allem hinsichtlich des Zubaus von Ökostromanlagen. Immerhin wollten die Regierung und der Nationalrat im Jahr 2035 einen Anteil von 14.500 Gigawattstunden Ökostrom im Strommix sehen, was jedoch vom Ständerat auf eine jährliche Produktionsmenge von 11.400 Gigawattstunden gestutzt wurde.

Ökostromförderung wird angepasst

Doch jetzt kann der Ausbau forciert werden. Denn mit der Energiestrategie ist auch die Erhöhung des Netzzuschlags von derzeit 1,5 auf 2,3 Rappen vorgesehen. Mit diesem Zuschlag finanzieren die Schweizer Stromkunden die Förderung der erneuerbaren Energien. Diese Förderung teilt sich weiterhin in eine kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) und einen einmaligen Investitionszuschuss. Letzten bekommen Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von bis zu 100 Kilowatt. Die KEV bekommen nur noch Betreiber von großen Photovoltaikanlagen, wobei die Förderung bei einer Anlagenleistung von 50 Megawatt gedeckelt ist. Außerdem müssen die Betreiber von Großanlagen ihren Strom in Zukunft direkt vermarkten. Sie bekommen dann die Markterlöse und eine zusätzliche Einspeiseprämie, um die Anlage kostendeckend betreiben zu können. Allerdings wird diese Regelung spätestens fünf Jahre nach Inkrafttreten der Energiestrategie 2050 auslaufen. Die Einmalvergütung für die kleineren und mittelgroßen Generatoren wird im Jahr 2031 auslaufen.

Keine neuen Atomkraftwerke

Flankiert wird der Ausbau der erneuerbaren Energien mit dem schleichenden Ausstieg aus der Atomenergie als zweiter Säule der Energiestrategie. Diese sieht ein Verbot des Baus neuer Atomkraftwerke vor. Die alten Meiler dürfen aber noch so lange laufen, bis die Atomaufsichtsbehörde Ensi aus Sicherheitsgründen die Betriebsgenehmigung einkassiert. Die dritte Säule der Energiestrategie ist die Erhöhung der Effizienz. Dazu wird das bereits 2010 aufgelegte und derzeit bis 2019 befristete Programm zur Förderung der energetischen Sanierung von Gebäuden weitergeführt. Hier spielt vor allem die Sanierung in den Heizungskellern eine zentrale Rolle. Wer seinen alten Öl- oder Gaskessel beispielsweise durch eine Wärmepumpe ersetzt, bekommt dafür eine Förderung.
Zudem soll der Kohlendioxidausstoß im Verkehr gesenkt werden. Die Energiestrategie sieht vor, dass am 2021 Neuwagen nachweislich nur noch 95 Gramm Kohlendioxid pro Kilometer ausstoßen dürfen. Der durchschnittliche Ausstoß von Kohlendioxid im Straßenverkehr liegt derzeit bei etwa 130 Gramm pro Kilometer. Damit schließen sich die Eidgenossen den Vorgaben der EU an. (su)

Daimler begins construction on a $562 million lithium-ion battery factory in Germany

Daimler begins construction on a $562 million lithium-ion battery factory in Germany

German automaker wants to bring 10 new electric models to the market by 2020.

Enlarge / Federal Chancellor Dr. Angela Merkel in a conversation with Dieter Zetsche (Chairman of the Board of Management of Daimler AG and Head of Mercedes-Benz Cars) and others.
Daimler
On Monday, German Chancellor Angela Merkel visited the site of a future lithium-ion battery factory in the eastern German town of Kamenz. The factory is being developed by Mercedes-Benz manufacturer Daimler, which will devote approximately €500 million (or $562 million) to churning out batteries for electric vehicles and stationary storage.
If the project seems similar to Tesla’s Nevada-based Gigafactory, you wouldn’t be alone in making that comparison. Tesla and Panasonic partnered to devote $5 billion to building a lithium-ion battery factory outside of Reno, Nevada, and the electric-car maker has said it hopes to produce 35 gigawatt-hours of auto and stationary batteries by 2018. Daimler didn’t give any projections for its factory’s potential capacity, but it did say that its investment would quadruple the size of an existing battery factory on the site, which is run by Accumotive, a wholly-owned subsidiary of Daimler. The German automaker is also pledging another €500 million to expand battery production worldwide. And if all goes well at the Kamenz site, Daimler says it will “go into operation in mid-2018.”
Last week, Daimler subsidiary Mercedes-Benz Energy announced a partnership with Vivint Solar to sell stationary storage batteries along with solar panels in California. The company has also experimented with reusing old electric-vehicle batteries for grid-tied storage. (When electric-vehicle batteries degrade past a certain point, they’re no longer road-worthy, but they can still store energy as part of infrastructure.)
According to Reuters, Chancellor Merkel said on Monday, “We need long-term horizons and companies that invest in the future. It is important that electric mobility is ready for the market as quickly as possible." She had noted earlier in the week that the German government had invested €35 million in battery research, and she claimed she “had been briefed about the latest lithium cells which could allow cars to travel up to 1,000 kilometers (621 miles) without needing to be recharged,” Reuters said.
According to Bloomberg New Energy Finance, Daimler’s Kamenz plant will be the biggest battery factory yet in Europe, with large lithium-ion battery factories planned for Sweden, Hungary, and Poland. The research organization estimates that by 2021, the cost of batteries will drop 41 percent, from $271 per kWh today to $156 per kWh.

La fotovoltaica en el mundo: Irán, India, Estados Unidos y Ucrania

La fotovoltaica en el mundo: Irán, India, Estados Unidos y Ucrania


La energía solar ha tardado muchos años en desarrollarse en Irán. El país del Medio Oriente, sin embargo, podría ver ya este año más de 700 megavatios de potencia instalada de fuentes renovables, la mayor parte de fotovoltaica, conectada a la red. El gobierno iraní, de hecho, ha decidido cambiar la autoridad responsable de gestionar las renovables y dar más impulso al programa de tarifas de inyección para la solar. En una entrevista con pv magazine, el presidente de la asociación local de renovables, Moslem Mousavi, explica que, aunque los proyectos solares instalados con componentes producidos en Irán tengan derecho a una mayor tarifa de inyección, todavía no se ha realizado ningún proyecto de este tipo, y que solo se están construyendo plantas con módulos importados. Por otra parte, las fábricas de paneles que ya existen o se están desarrollando apenas tienen una capacidad total de 45 megavatios.
En la India, el gobierno ha decidido aumentar el IVA para productos solares. La subida del impuesto, según explica la consultoría local Bridge to India, podría poner en peligro hasta 10 gigavatios de proyectos fotovoltaicos que se encuentran actualmente en fase de desarrollo en el país. Sin embargo, Bridge to India explica que esa iniciativa del gobierno de Nueva Dehli no va a poner en peligro el ambicioso programa solar con el que el país asiático aspira a instalar 100 gigavatios de potencia fotovoltaica hasta 2022. Antes de esa decision, las celdas y módulos solares apenas estaban gravados y ahora soportarán un IVA del 18 por ciento.
En Estados Unidos, el productor alemán SolarWorld podría cerrar su fábrica después de haberse declarado insolvente hace un mes. La filial estadounidense de la empresa alemana ha enviado una carta de aviso a los 800 empleados de la fábrica en Oregón para comunicarles que existe la posibilidad de una reducción de las operaciones. La fábrica produce obleas, celdas y módulos, y tiene una capacidad de producción de 550 megavatios. SolarWorld se declaró insolvente en Alemania a principios de mayo. Todas sus filiales alemanas iniciaron en el procedimento de concurso.
En Ucrania, el primer ministro, Volodymyr Groysman, ha anunciado que el proyecto de transformar el área contaminada por el desastre nuclear de Chernóbil en un parque fotovoltaico de 1 gigavatio se está haciendo cada día más concreto. El gobierno del país está ahora a punto de definir las reglas de las futuras licitaciones para los proyectos. En enero, las autoridades locales habían recibido ya 39 propuestas para grandes plantas solares planeadas para el área.

España: Navarra lanzará convocatoria de subvenciones para eficiencia energética y renovables

España: Navarra lanzará convocatoria de subvenciones para eficiencia energética y renovables


El gobierno de la región española de Navarra anunció que destinará un millón de euros para proyectos de eficiencia energética y energías renovables que desarrollen entidades locales, según informó en un comunicado.
Entre los proyectos que se apoyarán se encuentran iniciativas de energías renovables y proyectos de movilidad eléctrica.
La región ya dispone acutalmente de ayudas en este ámbito como una deducción del 15 por ciento en el impuesto de sociedades o IRPF para instalaciones de energías renovables y proyectos de movilidad eléctrica.
Navarra es una de las regiones españolas con más instalaciones fotovoltaicas pequeñas. El gobierno regional ha proporcionado apoyo para este tipo de proyectos en los últimos años. Además, la región es sede de varias empresas de renovables y de centros y laboratorios especializados.

Colombia: EPM refuerza su negocio de energía solar

Colombia: EPM refuerza su negocio de energía solar


La empresa de servicios domiciliarios Empresas Públicas de Medellín (EPM) adquirió, por medio de su fondo de capital privado FCP Innovación SP, el 40,9 por ciento de las acciones de la empresa local especializada en energía solar Energías Renovables de Colombia (Erco), según informó en un comunicado.
Con ello, EPM busca reforzar su negocio de energía solar.
La epecista Erco ha realizado hasta la fecha 400 kilovatios en proyectos fotovoltaicos y dispone actualmente de un megavatio en proyectos en las etapas de diseño y construcción. La empresa está activa en energía fotovoltaica y en energía solar térmica, en los segmentos de residencial, comercial y también rural. EPM indica que Erco tiene 350 clientes en Colombia.
Con esta inversión, EPM ofrece más soluciones de energías renovables a sus clientes. La empresa EPM tiene divisiones de energía, gas y agua y atiende principalmente a clientes en Medellín y en el Área Metropolitana de Valle de Aburrá.
En Colombia se han incrementado las instalaciones fotovoltaicas de pequeña y mediana potencia en los últimos meses. El pasado febrero se publicaron los lineamientos de la regulación de medición neta y se espera que próximamente se termine de desarrollar y reglamentar esta regulación. Por otro lado, la legislación actual de energías renovables contempla incentivos, a los que se pueden acoger los proyectos fotovoltaicos.

meteocontrol presenta los productos estrella de la monitorización en la Intersolar 2017

meteocontrol presenta los productos estrella de la monitorización en la Intersolar 2017


Concepto de seguridad con sistema
“Para meteocontrol la seguridad de la información goza desde siempre de la más alta prioridad, y no solo desde el ciberataque del WannaCry”, explica Robert Pfatischer, Director de meteocontrol. “Trabajamos continuamente en la mejora de nuestro concepto de seguridad y nos encontramos inmersos además en la implementación de la certificación ISO 27001. No obstante, hay que decir que el operador es el responsable último de la seguridad de la planta: implementamos en el software y el hardware las normas de seguridad más actuales para que nuestros clientes se sientan seguros”. meteocontrol presentará en la Intersolar las últimas novedades en este sentido. Las transmisiones de puerto (portforwarding) en la serie blue’Log X dejaron de ser necesarias hace tiempo. Esta medida impedirá sistemáticamente que se pueda acceder a los data logger desde la red pública. La conexión codificada al VCOM permite acceder de forma remota y cómoda a los equipos para fines de mantenimiento y configuración. El data logger en sí mismo es completamente actualizable hasta el kernel de Linux, lo que permite eliminar rápidamente puntos débiles generales, como por ejemplo los que se presentan durante el cifrado TLS. También la comercialización directa necesita una protección especial contra ciberataques. “Para la conexión codificada VPN con el comercializador directo utilizamos routers Insys en nuestras estaciones con el fin de estar siempre a la altura de la rápida evolución técnica y de las exigentes especificaciones”, explica Robert Pfatischer.
Podrá verse en el estand ferial: estación para la solución de 750 kWp y el sistema SCADA
Los operadores de plantas fotovoltaicas con una potencia instalada de hasta 750 kWp podrán conocer de cerca en el estand ferial la solución completa llave en mano para la monitorización, la gestión de la potencia inyectada y la comercialización directa. Por un precio fijo los clientes reciben una solución de sistema adaptada a sus necesidades con armario de distribución y los componentes necesarios. meteocontrol se hace cargo de todo el proyecto, desde la planificación hasta la puesta en servicio del sistema. El precio del paquete incluye los gastos de desplazamiento dentro de Alemania.
En una demostración en directo meteocontrol presentará el centro SCADA para la supervisión de plantas sobre el terreno. Los datos se almacenan en un servidor industrial local, lo que hace que la monitorización sea independiente de la estabilidad de una conexión a internet. El personal de mantenimiento puede monitorizar y controlar la planta sobre el terreno y en tiempo real, así como eliminar las averías con rapidez. meteocontrol ha implementado recientemente en una planta fotovoltaica de 20 MWp instalada en Japón el sistema de monitorización local.
meteocontrol ofrece un mayor periodo de garantía de fabricante
Para proyectos con las llamadas soluciones completas, meteocontrol ofrece ya a sus clientes una garantía de fabricante de cinco años adaptada al proyecto para todos los productos de hardware suministrados. Esta garantía se refiere a soluciones completas, que incluyen la planificación, el suministro y la puesta en servicio del sistema por parte de meteocontrol. Naturalmente, aunque no se haga uso de la garantía de fabricante adaptada al proyecto, seguimos ofreciendo la garantía de 24 meses marcada por la ley.
VCOM: versión mensual con nuevas funcionalidades
Para hacer más intuitivo el uso del portal, ofrecer nuevas herramientas de análisis y hacer que la monitorización sea más eficaz sobre todo para grandes carteras fotovoltaicas, meteocontrol mejora constantemente el Centro de Control Virtual y brinda a sus clientes todos los meses nuevas funcionalidades de software. Esto le ha permitido integrar con éxito en el VCOM los datos de medición de distintos sistemas de monitorización y plataformas. Esto permite agrupar perfectamente distintos proyectos fotovoltaicos y monitorizarlos y controlarlos con eficiencia. La nueva API (Application Programming Interface) de VCOM es un ejemplo más de desarrollo innovador en materia de software: la interfaz permite consultar datos, ya sean de medición como los relativos al sistema técnico de la planta, y combinar el VCOM con sistemas de terceros. Con la próxima versión de junio, meteocontrol tiene previsto presentar novedades en el ámbito de la elaboración de informes.
Visítenos en la Intersolar 2017, estand 230, pabellón B2.

Castilla-La Mancha reafirma su compromiso con la fotovoltaica

Castilla-La Mancha reafirma su compromiso con la fotovoltaica



Ciudad Real, 23 de mayo de 2017.- Castilla-La Mancha, región líder en España por potencia fotovoltaica instalada, con 923 MW, cuenta con las características intrínsecas, recurso solar, territorio y puntos de conexión, así como el apoyo político necesarios para seguir siendo referente en fotovoltaica en el futuro.
Éste es el mensaje principal que los expertos del sector, reunidos hoy en Ciudad Real, han querido destacar. José Luis Cabezas Delgado, Director General de Industria, Energía y Minería de Castilla-La Mancha, que fue el encargado de inaugurar el encuentro, ha señalado: “el Gobierno regional tiene implementadas medidas de apoyo económico tanto a los proyectos pequeños de ahorro, eficiencia energética y producción de energía a través de autoconsumo, como a los grandes proyectos, además de haber introducido importantes mejoras con respecto a la simplificación administrativa.” Según Cabezas, “el futuro de Castilla-La Mancha está en la fotovoltaica”.
Por su parte, el Director General de UNEF, José Donoso, ha destacado la importante contribución que esta tecnología puede dar en la consecución de los objetivos de renovables establecidos por la Unión Europea, gracias a su rapidez de despliegue y su competitividad. Donoso ha calificado de “discriminatoria” la subasta celebrada la semana pasada en España, en la que las reglas sesgadas no han dejado a la fotovoltaica ejercer su competitividad, y ha instado al Gobierno a que “planifique unas nuevas subastas de renovables con reglas adecuadas, o licitaciones específicas para la fotovoltaica, para que España cumpla su compromiso con los objetivos a 2020”.
En la jornada, los expertos han coincidido en señalar que Castilla-La Mancha es un sitio preferente para la construcción de nuevos grandes parques fotovoltaicos, al tener terrenos disponibles a precios asequibles y un alto nivel de irradiación solar. Además, la Comunidad, cuenta con las infraestructuras eléctricas adecuadas y destaca por su cercanía a Madrid, ciudad que actualmente consume el 50% de la energía generada en la región. La construcción de nuevos parques de generación de energía limpia está impulsada por la creciente demanda eléctrica, el marco político a nivel europeo, marcado por la definición del paquete de medidas “Energía limpia para todos los europeos” y el Acuerdo de París, así como por la creciente competitividad económica de las energías renovables.
Asimismo, se ha reiterado que los proyectos fotovoltaicos son rentables también en un sistema sin primas, pero es necesario recuperar la seguridad jurídica para que se den las señales correctas a los inversores.
Por último, se ha hecho especial hincapié en el papel de los ciudadanos como actores activos que, al poder gestionar directamente su energía a través del autoconsumo, aportan una contribución esencial a la lucha contra el cambio climático y a la competitividad de los sectores empresariales castellanomanchegos.
En una reunión previa al encuentro, que ha contado con la colaboración del Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Ciudad Real y de I+D Energías, los socios de UNEF en Castilla-La Mancha han re-elegido a Julio Espadas, Director de Proyectos en I+D Energías, Delegado de UNEF en la región.

México lanza convocatoria de electrificación con solar

México lanza convocatoria de electrificación con solar


La Secretaría de Energía (Sener) de México anunció el lunes un programa de electrificación que en su primera etapa contempla la instalación de unos 10.000 sistemas aislados que beneficiarán a 45.000 personas. La inversión para estas instalaciones se estima en 438 millones de pesos (unos 24 millones de dólares estadounidenses).
Estas instalaciones forman parte de la primera convocatoria del Fondo de Servicio Universal Eléctrico que se lanza tras la reforma energética mexicana. Es también la primera convocatoria de este tipo que se centra en instalaciones fotovoltaicas.
Los proyectos de este tipo de convocatorias del Fondo de Servicio Universal Eléctrico serán asignados mediante procesos de licitación.
Los proyectos del Fondo de Servicio Eléctrico incluyen principalmente ampliación de la red de distribución de la Comisión Federal de la Electricidad (CFE), y en los lugares en los que esta ampliación no sea posible, se sistemas aislados, principalmente a base de fotovoltaica.
Con la primera convocatoria se beneficiarán 898 localidades ubicadas en 11 estados mexicanos. El proyecto también contempla formación en las comunidades en el uso de las instalaciones fotovoltaicas y de las baterías. En el lanzamiento de esta convocatoria estuvo presente un representante del gobierno de Oaxaca. El estado de Oaxaca, que se ubica en el sur del país, es uno de los estados en los que hay más sistemas fotovoltaicos aislados del país.
México es uno de los países de América Latina con mayor acceso a la electricidad no obstante todavía existen comunidades aisladas sin servicio eléctrico. Según datos del Banco Mundial, el 99,2 por ciento de la población tenía acceso a la electricidad en México en 2014.

Tschechien fördert Photovoltaik-Anlagen mit Speichern

Tschechien fördert Photovoltaik-Anlagen mit Speichern


Über das Förderprogramm „OP Podnikani a inovace pro konkurenceschopnost“ (OPPIK / Unternehmen und Innovationen für Wettbewerbsfähigkeit) bietet das tschechische Ministerium für Industrie und Handel derzeit Subventionen für die Installation einer Photovoltaik-Anlage in Verbindung mit einem Speichersystem. Bis Ende Mai können sich einheimische Unternehmen um die Förderung mit einem Gesamtvolumen von 18,7 Millionen Euro bewerben, wie das Ministerium berichtet. Eine weitere Runde werde jedoch schon für die zweite Hälfte des Jahres vorbereitet.
Die Größe der Photovoltaik-Projekte ist nicht beschränkt. Jedoch schreibt die Förderung vor, dass für jedes Kilowatt Photovoltaik-Leistung mindestens fünf Kilowattstunden Batteriespeicher installiert werden müssen. Die Förderung pro Photovoltaik-Anlage in Verbindung mit einem Speicher reiche dabei 1.900 bis 1,1 Millionen Euro. Die Gewinner der laufenden Bewerbungsrunde werden im Herbst diesen Jahres bekannt gegeben, wie das Ministerium weiter informiert.
Im vorigen Jahr hatte die Regierung insgesamt 9,8 Millionen Euro für die Förderung von Photovoltaik-Anlagen bereitgestellt, aber letztendlich nur 1,7 Millionen Euro verteilt. Hauptproblem sei gewesen, dass viele Unternehmen von den Möglichkeiten zur Förderung von Photovoltaik-Anlagen schlichtweg nicht wussten. „Das tschechische Umweltministerium muss seine Öffentlichkeitsarbeit deutlich verbessern“, sagte Veronika Hamackova vom örtlichen Photovoltaik-Verband Solární Asociace. Nach Angaben des tschechischen Verbands erreichte das Land Ende 2016 eine kumulative installierte Photovoltaik-Kapazität von knapp 2,1 Gigawatt.
OPPIK ist ein von der EU gefördertes Programm mit dem Ziel, die Konkurrenzfähigkeit von tschechischen Privatunternehmen auf dem europäischen Markt zu verbessern. Es diene hauptsächlich als finanzielle Unterstützung für die Modernisierung von Produktionsanlagen für innovative Produkte, Marketing- und Ausbildungsmaßnahmen sowie für Projekte zur Energieeffizienz.

Feuer am Leclanché-Hauptsitz in der Schweiz

Feuer am Leclanché-Hauptsitz in der Schweiz


Bei Leclanché ist am Firmensitz in Yverdon-les-Bains am Montag ein Feuer ausgebrochen. 11:30 Uhr sei die Feuerwehr eingetroffen und habe den Brand binnen zwei Stunden gelöscht, teilte der Schweizer Energiespeicheranbieter am Dienstag mit. Dieser sei in der Lobby des Hauptsitzes ausgebrochen. Ursache sei ein Batteriespeicher eines Drittanbieters gewesen, hieß es bei Leclanché weiter. Wegen des Feuers seien alle Gebäude sowie eine angrenzende Schule schnell evakuiert worden. Bei dem Schweizer Unternehmen habe es keine Verletzten gegeben.
Die Feuerwehrbehörde habe nach dem Brand festgestellt, dass das Produktionsgebäude von Leclanché sicher sei. In den kommenden Tagen werde Leclanché nun prüfen, ob mögliche Kontaminationen vorlägen. Erst dann könnten die Produktion und Geschäfte wieder in vollem Umfang aufgenommen werden. Das Schweizer Unternehmen wollte schnellstmöglich weitere Informationen zum Vorfall veröffentlichen.
Bereits vor gut einem Jahr meldete Leclanché einen Brand in seiner deutschen Zellfertigung in Willstätt. Sie musste vorübergehend stillgelegt werden. Nach knapp zwei Monaten nahm Leclanché die Produktion im Juni wieder voll auf.

Petersberger Klimadialog: BUND und Greenpeace fordern Kohleausstieg

Petersberger Klimadialog: BUND und Greenpeace fordern Kohleausstieg


Anlässlich des diesjährigen Petersberger Klimadialogs fordern Greenpeace und der Bund für Umwelt und Naturschutz (BUND) von der Bundeskanzlerin Angela Merkel (CDU) konsequente Schritte zum Kohleausstieg. Die Begrenzung der Erderwärmung auf maximal 1,5 Grad lässt sich nur durch einen Umstieg von fossile auf grüne Energieträger erreichen, sagte BUND-Vorsitzender Hubert Weiger.
Nach Angaben von Greenpeace ist der CO2-Ausstoß in Deutschland auch 2016 wieder gestiegen und liegt mit 906 Millionen Tonnen wieder auf dem Niveau von 2009. Demnach drohe die Bundesregierung deutlich ihr Versprechen zu verfehlen, die Emissionen bis zum Jahr 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990 zu senken.
Die Hauptverursacher für diese Stagnation sind den Umweltorganisationen zufolge die nur schleppend vorankommende Verkehrswende und vor allem die anhaltende Nutzung von Kohlestrom. Während die erneuerbaren Energien auf ein Drittel am deutschen Strommix gestiegen seien, verharre der Anteil des Stroms aus klimaschädlichen Kohlekraftwerken auf einem hohen Niveau. Der überschüssige Kohlestrom werde dabei zunehmend ins Ausland exportiert.
Zu Beginn des 8. Petersberger Klimadialogs am Montag forderten daher beide Umweltschutzorganisationen von der Bundesregierung entschlossene Schritte zur CO2-Reduzierung. „Deutschland hat aktuell die G20-Präsidentschaft inne und richtet den diesjährigen Weltklimagipfel aus. Deshalb steht Frau Merkel beim Klimaschutz in besonderer Verantwortung“ so Weiger. „Ein klares Bekenntnis der Regierungen zum Kohleausstieg wäre ein wichtiges Zeichen der Solidarität mit vom Klimawandel besonders betroffenen Staaten.“
Die Bundeskanzlerin und CDU/CSU seien zuletzt durch Blockaden bei strengeren Vorgaben zur Reduzierung der Treibhausgase im Energiesektor und in der Auto- sowie die Luftfahrtindustrie aufgefallen. „Deutschlands Kohleproblem bringt uns um die Erfolge der Energiewende und macht die Klimapolitik der Bundesregierung international unglaubwürdig“ sagte Greenpeace-Klimaexperte Karsten Smid. Die Bundesregierung werbe auf dem Petersberger Klimadialog mit der OECD-Studie „Investing in Climate, Investing in Growth“ auch für den Ausbau der erneuerbaren Energien.
Nach Informationen von Greenpeace ist die Verbrennung von Kohle weltweit der größte Treiber der Erderwärmung. Dem Weltklimarat zufolge müssen 80 Prozent der Kohlereserven im Boden bleiben, um den Temperaturanstieg unter der kritischen Grenze von zwei Grad zu stabilisieren. Die steigenden Temperaturen würden die Quantität und Qualität von extremen Wetterextremen verstärken, die schon heute die Existenz von kleinen Inselstaaten wie den Fischi-Inseln bedrohe. Das Land bekleidet derzeit die Präsidentschaft der UN-Klimakonferenz, die im November in Bonn stattfindet.

SMA will sich zu Anbieter von Energiedienstleistungen entwickeln

SMA will sich zu Anbieter von Energiedienstleistungen entwickeln


Auf der Hauptversammlung am Dienstag hat der Vorstand der SMA Solar Technology AG den Blick nach vorn gewagt. Vorstandschef Pierre-Pascal Urbon stellte in seiner Rede den Aktionären unter anderem die Strategie 2020 vor. Ziel sei es, SMA zu einem Anbieter von Energiedienstleistungen zu entwickeln. Es gehe nicht mehr allein um Photovoltaik-Wechselrichter. Diese wolle SMA mit Systemtechnik für Speicher oder Mittelspannungstechnik zu Lösungen für Anwender koppeln, sagte Urbon. Zudem wolle SMA mit seiner Software-Kompetenz im Bereich Energiedienstleistungen expandieren. Der Umsatzanteil des Lösungsgeschäfts solle sich bis 2020 auf 40 Prozent erhöhen.
Die Wechselrichter-Technologie bleibe aber auch in Zukunft eine wesentliche Säule des SMA-Geschäfts. „Der Wechselrichter ist und bleibt das Herz und Hirn einer jeden Solarstromanlage“, sagte Urbon. Das Umdenken und die Vorbereitung auf neue Geschäftsmodelle sei notwendig, da es bei der Photovoltaik einen hohen Preisdruck gebe. „Auch für dieses Jahr rechnen wir mit einem hohen Preisdruck in allen Märkten und Segmenten. Der enorme Preisdruck geht hauptsächlich von chinesischen Anbietern aus. Sie wollen innherhalb kurzer Zeit in ausländische Märkte vordringen und damit den Umsatzeinbruch im eigenen Land kompensieren“, sagte Urbon. Zudem würden sich aber auch mit der Digitalisierung der Energiewirtschaft neue Marktchancen eröffnen. Daher würden in der Strategie 2020 aus disruptive Ansätze aufgegriffen, so Urbon.
Für den Umbau sei der Photovoltaik-Hersteller dank seines finanziellen Polsters gut gerüstet. Nach einer Meldung von dpa-AFX erklärte Urbon, das Geld solle weder für größere Zukäufe noch für Aktienrückkäufe nutzen. „Gerade bei komplexen Projektgeschäften oder langfristigen Serviceverträgen ist die finanzielle Stabilität von großer Bedeutung“, sagte Urbon demnach weiter. SMA habe Ende März über eine Nettoliquidität von 413 Millionen Euro verfügt. Im ersten Quartal lagen Absatz, Umsatz und Ergebnis unter dem Vorjahresniveau. Dies sei vom Vorstand auch erwartet worden. Die Gründe seien im Wesentlichen das schwächere Projektgeschäft und die geringere Nachfrage in den USA gewesen.

Capital Stage verzeichnet kräftiges Wachstum im ersten Quartal 2017

Capital Stage verzeichnet kräftiges Wachstum im ersten Quartal 2017


Die Capital Stage AG konnte in den ersten drei Monaten des Jahres erneut deutliche Zuwächse verbuchen. So stieg der Umsatz um 88 Prozent im Vergleich zum Vorjahreszeitraum und erreichte 41,9 Millionen Euro (2016: 22 Millionen Euro), wie das Hamburger Betreiber von Photovoltaik- und Windparks am Dienstag mitteilte.
Das vorläufige operative Betriebsergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen habe sich nahezu verdoppelt und sei auf 31,0 Millionen Euro (2016: 15,6 Millionen Euro) gestiegen. Capital Stage verzeichnete nach eigenen Angaben einen Gewinn von 15,0 Millionen Euro, was ein kräftiges Wachstum von 144 Prozent im Vergleich zu den ersten drei Monaten des Vorjahres entspricht.
Die starke Erhöhung von Umsatz und Gewinn sei vor allem auf den Ausbau des Solar- und Windparkportfolios auf 1,25 Gigawatt seit Jahresbeginn zurückzuführen. Darüber hinaus konnte mit der Übernahme der Chorus Clean Energy das Anlagenportfolio des Unternehmens erweitert werden, erklärte Christoph Husmann, Finanzvorstand von Capital Stage.
Die erzielten Quartalsergebnisse lägen innerhalb der Erwartungen des Vorstands, der damit die Prognose für das Gesamtjahr 2017 bestätige. Diese basiert nach Angaben von Capital Stage auf dem Bestandsportfolio von Anfang Dezember 2016 und berücksichtigt damit nicht, die im Geschäftsjahr 2017 bereits erfolgten oder noch folgenden Akquisitionen.
Für das Gesamtjahr 2017 rechne der Vorstand mit einem Umsatzwachstum auf mehr als 200 Millionen Euro. Für das operative Betriebsergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen werde ein Ergebnis von über 150 Millionen Euro erwartet, währenddessen der EBIT-Gewinn auf über 90 Millionen Euro steigen solle.