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Freitag, 18. August 2017

Colombia: instalación sobre cubierta en una de las mayores empresas del país

Colombia: instalación sobre cubierta en una de las mayores empresas del país


El pasado 10 de agosto, Germán Arce Zapata, Ministro de Minas y Energía de Colombia, visitó la instalación sobre cubierta de Tecnoglass, una de las 100 mayores empresas de Colombia. Se trata de 7.820 módulos instalados en un área de 18.000 m2 y tiene una capacidad de 2,47 MWp y 3.901,8 MWh anuales de generación energética, equivalente al consumo de energía de 1.413 familias colombianas en un año.
La empresa pretende así producir las 24 horas de día y hacerlo sin coste durante las horas de sol. Esta iniciativa solar ha requerido una inversión de 2,8 millones de dólares estadounidenses, y ahorrará 776 toneladas de emisiones de CO2 el primer año (más de 17 mil toneladas de CO2 en 25 años), más 100 millones de pesos al mes (unos 34.000 dólares) en la factura de electricidad.
“El futuro del desarrollo productivo de la región Caribe, coincide con las inversiones en energías renovables que hagan los privados. Los beneficios en la diversificación de la matriz energética no solamente impactan a la industria sino que nos garantizan continuar trabajando en la reducción de emisiones en el país”, afirmó el Ministro. “El avance de la industria en el Caribe permite impulsar el desarrollo de las energías renovables como motor de desarrollo limpio y eficiente para el país”, concluyó.

Energy storage systems: The electrochemistry of lithium batteries is decisive

Energy storage systems: The electrochemistry of lithium batteries is decisive

8/16/17, 11:00 AM -
Energy storage: The chemistry and physics of lithium cells are complex. Only experienced producers of certain size and capacity have a chance in the long run, says Herbert Schein, CEO of Varta Storage.
The production of lithium batteries is a big business in almost automatically driven factories. The growing scale of production lines drives the decline in prices.
The production of lithium batteries is a big business in almost automatically driven factories. The growing scale of production lines drives the decline in prices.
pv europe: What are the challenges in battery cells?
Herbert Schein: With all battery types it is the electrochemistry of the lithium batteries that is decisive, and often underestimated. Compared to the production of solar cells, the level of complexity is much greater. Producing solar cells much more depends on acquiring the right machine technology. That explains the rapid rise of the Chinese manufacturers, who built their success on German machines. In the battery sector things are a bit more complicated. Think of it this way: Imagine a battery cell as a component with 150 dials that you can change while you are making it. If you change one dial, that automatically changes many others along with it.
How are you dealing with this level of complexity?
With the cells that we produce here, we strive to control as much of the value chain as possible. For example, we design and build the most important machines ourselves. That is one of our core strengths and gives us an edge over our competition. We also do our own vocational training as well as training of engineers and computer technicians, in cooperation with local schools and universities, and also the Cooperative State University in Heidenheim.
Can you say more about that?
As I said, the electrochemistry requires a great deal of experience. We select a certain sample of cells from our production lines of Varta Storage in Ellwangen, which are then tested in very specific ways: some right away, some a few days or weeks later, and some even after a few months. These tests and the experience gained from them result in a data set that can tell us exactly how cells made with different formulas react. For example, a battery has changing properties when exposed to high temperatures for a long time. And if we want to build long-lasting batteries, we have to take that into account.
What characteristics does a energy storage system need to have?
It needs to have high energy density and great durability. It also needs to be robust and persevere under real-life conditions. We use our extensive know-how and experience with small cells and apply it also to our larger energy storage systems.
Interviewed by Heiko Schwarzburger

Energy storage: A battery module for all storage units

Energy storage: A battery module for all storage units

8/15/17, 11:00 AM -
This year in Munich, LG Chem presented a battery module that is very easy to rack together and add up to large capacities as well as being compatible with practically any battery inverter.
This battery modules you can combine to any energy storage device size.
At last year’s Intersolar, LG Chem had presented their new Resu series of storage units, for which they won an award of the storage show EES. This year, they showed a new battery module that is designed as a stand-alone system. This DC battery stores 6.5 kilowatt hours of solar electricity, and up to ten of such modules can be combined to form a battery of 65 kilowatt hours.
And although the same JH3 cell as for the Resu units is at the heart of this new system, it is clever for its high degree of standardisation as well as its control electronics: multiple modules are wired up according to the master-slave principle and connected to the inverter or charging controllers, which then control them directly.

Quickly build up large storage units

Thus: Using these battery modules, any system integrator can very quickly put together large-scale storage units and adapt them to the needs of his customers. Even though LG Chem do not intend to get into the market for commercial storage, as they did by introducing their Resu units to the market for private end customers last year, their SBM (stand-alone battery module) should soon allow them to become the leading supplier to providers of commercial storage. Because the JH3 cell, which is constantly being enhanced, has a great energy density, has an application in the automotive sector most of all. The next generation – JH4 – is soon to follow and it is to be expected that the energy density will again rise sharply.
The cells, both within the battery module and among the modules, are controlled in such a way to enhance service life. In case of weaknesses or defects, the affected battery module can be removed from the battery rack and replaced without difficulties.

Economies of scale

This battery module will be very soon be manufactured in large volumes. This will allow LG Chem to massively reduce the price per unit in order to make the batteries more inexpensive. This is hard to achieve with individual fixed-output batteries as in the Resu series. And even though LG Chem were able to sell 5,000 units last year, achieving really high volumes is only possible if all storage units are based on a standard and easily integrated battery module. The Chinese battery manufacturer BYD, Panasonic from Japan and Samsung, from Korea like LG Chem, are also following this path.
The voltage level of the battery modules is at 51.8 volts, they run on 42 to 58.8 volts. Because of their high energy density of 227 watt hours per litre, the individual SBMs are very compact and easy to handle. They are controlled by a CAN 2.0B or a Modbus 485. Another 3.3 kilowatt hour variant still manages to achieve an energy density of 197 watt hours per litre.

Refining cells at a higher level

That way, it will in the future make less sense for storage suppliers to order separate cells from LG Chem: They will buy in complete battery modules and integrate them, thereby making the in-house manufacture of modules redundant.
LG Chem will thus take over that part of the value chain and refine their cells at a higher level. The prospects are enormous: The lithium ion storage market could expand to 16 gigawatt hours by 2020, compared to three gigawatt hours in 2016.
LG Chem demontrated their desire to take centre stage in this segment by the quality of their submission to the EES Award: Few of the submitted proposals could match theirs in terms of scale and value when it came to technical details on innovation, test reports and certificates. (Heiko Schwarzburger)

Remote monitoring for energy storage needed

Remote monitoring for energy storage needed

8/15/17, 2:00 PM -
Energy storage systems require remote monitoring in order to report and troubleshoot faults, but above all to verify the efficiency of the systems. Whatever the manufacturers may promise, the customers are sceptical.
Monitoring gives reliable data about the efficiency of the energy storage systems.
Monitoring gives reliable data about the efficiency of the energy storage systems.
There is one major mistake that was made in photovoltaics that the storage industry has not repeated: Energy storage units were put on the market with Internet connectivity and remote monitoring right from the word go. In fact, there are very few storage units out there, which cannot be controlled via a data logger.
This helps in troubleshooting. But it also helps in verifying the efficiency of the batteries: Manufacturers advertise the high efficiency and cycle numbers, which either cannot be achieved under real life conditions, or are irrelevant if the unit is to be run economically.

Tens of thousands of test cases in the field

Thus, for installing companies and their customers, every newly installed storage unit is a test case, whether the systems deliver what their manufacturers promise. A policy of total honesty also helps the installing companies when it comes to sales. “The manufacturers like to quote the efficiency on their data sheets as being 98 percent,” Kai-Philipp Kairies states, mentioning one example. The Aachen researcher is an expert, as he monitors 20 domestic storage units all over Germany. The research project is running until the summer, with the final evaluation due in July.
After all, for the actual efficiency of a storage unit under everyday conditions, the maximum efficiency has very little relevance. “You can expect to achieve it maybe three days per year,” Kairies judges.

Between 200 and 250 cycles per year

At every unit, the researchers take a total of 64 measurements. Every day, they are processing 120 million data points, which already hint at some first results. Concerning charging cycles: “The majority of the systems that we assess are between 200 and 250 cycles per year,” Kairies explains. “Very small units – around two kilowatt hours connected to six kilowatts of PV – can achieve 300 to 320 charging cycles. Very large ones have 150 cycles, but I have not seen anything like 100 cycles.”
With the households that were selected to take part in the study, very different load profiles were detected. “The sample includes a two-person household which has a consumption of eight megawatt hours per year,” he says. “These are architects that use powerful IT hardware, printers and plotters. We have some households that drive electric cars. And we have a wholly new constellation: PV, storage units and a model railway set which also uses a lot of electricity.”

16 domestic energy storage units undergoing testing

Nina Munzke, researcher at the Karlsruhe Institute of Technology (KIT), also advocates professional monitoring of the operation of storage systems. Since October 2015, the KIT is conducting tests on a total of 16 domestic storage units. The systems were bought in as available on the market. All consist of lithium-ion batteries.
So far, results for nine units are available. Reference for the load date was the VDI 4655: 4,200 kilowatt hours of consumption per year, plus 3.2 kilowatts of rooftop PV and storage units with two to six kilowatt hours of net capacity. “Just the efficiency of the battery varies between 80 and 98 percent,” she explains. “For the efficiency of the entire system we try to take all the losses into account.”
Along with the losses in the battery, there are those of the power electronics (DC converter or battery inverter) and the consumption in standby mode. “Between nominal and partial load, these can be significantly different. Especially the output for charging and discharging have a string influence on losses and thus the efficiency of the system.”

Partial load is much more important than maximum output

The tests have shown that the discharge output for private residences usually stays under one kilowatt. That greater output is called for is rare. When the discharge output is only 500 watts, the efficiency of the different systems can vary by as much as 15 percent.
Losses between charging, storing and discharging are of particular interest. They indicate the quality of the power electronics – battery inverters in AC systems or charging controllers (boost converters, buck converters) in DC systems. Here the efficiency varies between 70 and 90 percent – assuming maximum efficiency. “At partial output, these differences can vary even wider,” Munzke analyses. One thing is already clear, albeit little surprising: The greater the electric output in the system, the less efficient it is.

Standby mode wasting electricity

The issue of electricity consumption to safeguard the system on standby is solved in different ways. “Some systems use almost no power in standby mode, others quite a lot,” Munzke remarks. “The electricity used while on standby either comes from the battery or the grid. That way, the battery discharges even when there is no load on the storage unit.” If the system requires 41 watts, the electricity cost adds up to from two to 61 euros per year, depending on the time in standby mode – that is, if the customer takes his power from the grid.
It is also important how fast the storage unit reacts to demands on the household supply. “Some systems are fast, with the system reacting within one second,” Nina Munzke remarks. “Others take 20 or even up to 70 seconds to come to terms with any new load demand.”
This does not always have to be a disadvantage: Slow units can simply breeze through very short-term load spikes. Overall, slow units are less efficient and because of the losses incurred as part of controlling them, the operational costs can reach up to 40 euros per year.
Taking all the losses into consideration, it is possible to also evaluate storage units in terms of their economic qualities: Good storage units cost 50 euros per year, bad ones more on the order of 200 euros – on top of the investment and installation costs.

Storage units lack in intelligence

Munzke criticises that only 30 percent of storage units have intelligent charging strategies that can protect both the grid from feed-in spikes and the battery from peak loads. Such strategies make sure that the battery is not charged as soon as the solar array generates a surplus, but rather spread the charging over the day so that the storage unit is as full as possible in the evening and last the user through the night.
70 percent of storage unit lack this kind of intelligence. They start charging as soon as the sun shines and the solar panels produce electricity. Of course, it is important that the battery control unit works in concert with the energy management system. After all, it needs to direct the power off the roof to where it is immediately consumed, such as to cool the house in summer or to generate hot water.
Tjarko Tjaden of the Berlin University of Applied Sciences (HTW) suggests using simulations to calculate the efficiency of storage systems. This would be a little like determining the exhaust emissions of a diesel car by using a computer rather than actually putting it to the test. This is also the view set down in the efficiency guidelines of the storage industry, which, however, is more of an academic treatise than a concrete contribution to greater transparency for installing companies and customers. But it is a start.

Make efficiency comparable

Indeed, it would be better to have standardised testing routines that would allow independent institutions to certify the efficiency of specific storage units. These would have to include data from real-life application, which would in turn be a good argument for using the manufacturer’s monitoring data taken from the units of actual customers – anonymised and normalised, it goes without saying.
A good place to start is recording the AC standard efficiency of a storage unit: How much AC power is put in, how much comes out? This can be determined for idealised (loss-free) systems and then compared to the operational data or the simulations of loss-generating operations. This would allow a direct determination of the relative economic advantage in euros of a specific storage unit (savings in power taken from the grid) – even compared to PV without storage. Tjaden calls this new parameter the System Performance Index (SPI).
The real-life efficiency of storage units will continue to be an issue for installing companies, their customers, manufacturers and researchers for a long time yet. This is all based on an uninterrupted operational monitoring of the installed storage batteries. It has to be beneficial that the debate on efficiency and partial load assessments have finally reached the storage industry. (Heiko Schwarzburger)

Solaredge sendet Livedaten von Sonnenfinsternis in USA

Solaredge sendet Livedaten von Sonnenfinsternis in USA


Solaredge hat angekündigt, dass es über seine Monitoringplattform live über die Auswirkungen der Sonnenfinsternis in den USA berichten wird. Dies sei möglich, da der Anbieter von Power Optimizern und Wechselrichtern knapp 300.000 Photovoltaik-Anlagen in dem Land auch überwache, teilte das Unternehmen mit. „Es ist eines der faszinierendsten Naturschauspiele und die Sonnenfinsternis erinnert uns daran, wie wichtig Sonnenlicht für unser aller Leben ist“, erklärte Vorstandschef Guy Sella von Solaredge. „Solarenergie hat mittlerweile eine größere Bedeutung für die Stromerzeugung, daher ist die Verfolgung der Sonnenfinsternis ein aufregendes Unterfangen.“ Alle Installateure und Anlagenbesitzer seien eingeladen, die Auswirkungen des Ereignisses auf die Solarstromproduktion live über die Solaredge-Plattform mitzuverfolgen.
Am Montag wird es eine totale Sonnenfinsternis in den USA geben. Die letzte gab es vor 38 Jahren. Der Kernschatten des Mondes wird in 14 US-Bundesstaaten von der Nordwest- zur Südostküste die Sonne eine Zeit komplett verdecken.

Batterie wächst mit – Speicher von Solarwatt wird modular

Batterie wächst mit – Speicher von Solarwatt wird modular


pv magazine: Der neue My Reserve Matrix soll nach Ihren Angaben der erste vollständig modulare Stromspeicher der Welt sein. Was bedeutet vollständige Modularität bei einem Solarstromspeicher? Was kann man im Einzelnen anpassen und verändern?
Wollersheim: Vollständig modular bedeutet für uns, dass die Speicher sowohl hinsichtlich ihres Energieinhalts als auch in punkto Leistung auf die individuellen Bedürfnisse eines Haushalts anpassbar sind. Die Stufen sind dabei jeweils 2,2 Kilowattstunden oder 800 Watt. Aktuell können damit Ein- oder Zwei-String-Photovoltaik-Anlagen ausgerüstet werden. Es ist jedoch geplant, bald den Anschluss beliebig vieler Strings zu ermöglichen. Darüber hinaus verfolgen wir das Ziel, mit weiteren Modulen künftig andere lokal vorhandene Energieträger einzubinden, zum Beispiel Kleinwindkraft-Anlagen oder wärmegeführte KWK-Anlagen.
Warum ist ein modular veränderbarer Speicher effizienter als ein fertiges Komplettgerät?
Ein Komplettgerät passt nie zu 100 Prozent und ist für viele Haushalte entweder zu groß oder zu klein. Daher erreicht dieses Gerät fast nie die beste Effizienz. Wenn sich dann der Energiebedarf des Haushalts oder eines Gewerbes verändert – Kinder vergrößern den Haushalt, neue Geräte kommen hinzu -, kann das Komplettgerät nicht mitwachsen. Ein modularer Speicher schon. Effizient bedeutet auch ressourceneffizient: Ein Haushalt mit geringem Verbrauch braucht auch nur einen kleinen Speicher. Zu groß dimensionierte Speicher haben unter Umständen gar keinen ökologischen Vorteil mehr gegenüber Graustrom aus der Steckdose.

Bei welchen Einsatzgebieten ist diese Modularität sinnvoll und nötig: Wer ist die Zielgruppe?
Zunächst einmal sind modular aufgebaute Speicher dort besonders zweckmäßig, wo sich der Eigenverbrauch in den nächsten Jahren ändern wird. Dies kann in Privathaushalten oder im Gewerbe der Fall sein. Aber auch für Haushalte mit besonders geringem oder hohem Energieverbrauch ist es wichtig, den Speicher richtig zu dimensionieren, um eine Lösung zu finden, die sich für den Anlagenbesitzer wirklich rechnet.
Welche Hilfsmittel bietet Solarwatt für die bestmögliche Auslegung des Speichers an?
Einen ersten Einstieg geben unsere Informationsmaterialien wie etwa unsere Dimensionierungs-Drehscheibe. Dort kann man die Leistung der Photovoltaik-Anlage und den Jahresverbrauch des Haushalts einstellen und anhand dessen die Größe des Speichers ermitteln. Als nächstes bekommt man den erwarteten Autarkiegrad angezeigt, der mit den verschiedenen Konfigurationen des My Reserve Matrix erreicht werden kann. Für weitergehende technische Fragen, zum Beispiel zu den erforderlichen Anschlüssen, steht unseren Installateuren online der My Reserve-Konfigurator zur Verfügung.
Gibt es in Haushalten, die sich in ihrem Lastprofil oft nicht groß unterscheiden, Gerätekonstellationen, bei denen sich der Einsatz des modularen Speichers besonders lohnt? Und ist dafür eine eingehende Analyse des Lastprofils nötig?
Zunächst einmal unterscheiden sich Lastprofile stärker, als gemeinhin angenommen wird. Wir haben in den letzten Jahren Erfahrungen mit den Lastprofilen mehrerer tausend Haushalte gesammelt und gesehen, dass es sich lohnt, dieses genau unter die Lupe zu nehmen. Eine genaue Lastprofilanalyse, zum Beispiel mit dem Energy Manager, liefert Informationen für die optimale Dimensionierung. Verbraucher wie Heißmangeln, Wärmepumpen, elektrische Heizungen oder Elektrofahrzeuge sind unter anderem Indikatoren dafür, dass man sich einen maßgeschneiderten Speicher anschaffen sollte.

Solarworld will schnell zurück zum Gigawatt

Solarworld will schnell zurück zum Gigawatt


Am Mittwoch hat der Insolvenzverwalter der Solarworld-Gesellschaften den Betrieb der Anlagen an den Produktionsstandorten Arnstadt und Freiberg offiziell an die Solarworld Industries GmbH übergeben. Einen Tag später – quasi als Zwischenstopp zwischen dem Besuch der neuen alten Werke in Sachsen und Thüringen – erklärte Frank Asbeck gemeinsam mit seinem katarischen Partner, der Qatar Solar Technologies (QSTec) in Berlin vor Journalisten, wie er sich die Zukunft seines Unternehmens vorstellt.
An der Solarworld Industries GmbH ist er zu 51 Prozent beteiligt, der katarische Investor hält 49 Prozent. „Sie ist mit ausreichend Kapital ausgestattet“, sagt Geschäftsführer Asbeck ohne jedoch konkretere Zahlen zu nennen. Immerhin habe die neue Gesellschaft auch einen mittleren einstelligen Millionenbetrag für die neue Transfergesellschaft bereitgestellt. In diese sind am Tag zuvor 1101 Mitarbeiter an den Standorten Arnstadt und Freiberg gewechselt, wie der Insolvenzverwalter bestätigte. 294 Mitarbeiter des sächsischen Standorts und 181 Beschäftigte aus Thüringen seien in die Solarworld Industries gewechselt. Dazu beschäftigt die neue Gesellschaft 40 Beschäftigte in Bonn.
Die Mitarbeiter in der Transfergesellschaft sollen weiterqualifiziert und auch vermittelt werden. Allerdings hofft Frank Asbeck darauf, dass er die zunächst einmal auf kleinere Umfänge ausgelegte Zell- und Modulfertigung bald wieder in einen Gigawattmaßstab heben kann. Er denkt dabei offenbar nicht wirklich langfristig, denn er benennt die Option, wieder ehemalige Solarworld-Mitarbeiter aus der Transfergesellschaft zurückzuholen. „Wir sind wie Phoenix aus der Asche wiedergekommen. Solarworld bleibt der größte Produzent in Europa und wir wollen kurzfristig wieder ein Gigawatt in Deutschland erreichen“, sagt er. Für die erneute Ausweitung der Produktion suche der derzeit auch den Kontakt zu den Landesregierungen in Sachsen und Thüringen.
Die neue Solarworld wird sich künftig zunächst ganz auf die monokristallinen PERC-Solarzellen und bifaziale Glas-Glas-Module konzentrieren. Bis zu 30 Prozent Leistungssteigerung hält Asbeck bei diesen Modulen für möglich. „Die Forschungen an solchen Effekten wie der Bifazialität gehen durch Dumping verloren“, sagt er in Berlin. „Dumping zerstört nicht nur Märkte, Staatsdumping zerstört ganze Industrien, in diesem Fall die europäische und US-Solarindustrie“, so Asbeck weiter. Unternehmen die dumpten, würden Investitionen anderer Unternehmen verhindern. „Man braucht nicht mehr das beste Modul, man braucht nur noch das günstigste Modul. Daraus folgt ein weltweiter Stillstand bei der Forschung“, meint er. Dabei habe Deutschland noch Glück, dass die Forschung stark in den verschiedenen Fraunhofer-Instituten verankert sei. Dennoch bräuchten auch die Wissenschaftler die Photovoltaik-Hersteller für ihre Entwicklungen.
Bei der Forschung habe er aus der Vergangenheit gelernt, sagt Asbeck weiter. Die etwa 400 Patente hätten im Zuge des Insolvenzprozesses verkauft werden und verlorengehen können. Für den Neustart übernimmt die Solarworld Industries nun zunächst 67 Mitarbeiter aus seiner Freiberger Forschungsgesellschaft. Wahrscheinlich noch in diesem Jahr sollen sie in eine gemeinnützige Gesellschaft wechseln. Diesen „Extra-Kosmos“ wolle Asbeck gründen. Es soll eine offene Plattform für die gemeinsame Forschung von Unternehmen aus der Solarindustrie, aber auch dem Halbleiter- und Siliziumbereich sowie von Anlagenbauern sein.
Dass dies alles möglich ist, verdankt Asbeck nicht zuletzt den katarischen Geldgebern. Auf der Presseveranstaltung in Berlin wurde nochmal die Unterzeichnung der umfangreichen Finanzvereinbarung nachvollzogen. „Wir haben ein neues Baby mit großem Erfahrungsschatz“, erklärt Khalid Al Hajri, Vorstandschef von QSTec. Gemeinsam mit Solarworld hat das Unternehmen zuvor bereits eine Siliziumfertigung in Katar aufgebaut, die nun auch noch erweitert werden soll. Zum einen sei es ein Anliegen gewesen, die Photovoltaik-Produktionen von Solarworld in Deutschland aufrechtzuerhalten. „Solarworld darf als führender Anbieter nicht vom Markt verschwinden, dass wäre auch nicht gut für die Solarindustrie weltweit“, erklärte Al Hajri.
Künftig gehe es darum, die bestehenden Synergien weiter auszubauen. „Die deutsche Solarworld-Fertigung könnte eine Art Masterpiece sein, um in Katar die komplette Photovoltaik-Wertschöpfungskette im Silizum nachgelagerten Bereich nochmal abzubilden“, sagt Asbeck. Zunächst hat er dabei wohl die Fertigung von Ingots und Wafern im Blick – perspektivisch geht es beiden Seiten jedoch um eine vollständig integrierte Modulfertigung.
Mit der Neugründung der Solarworld Industries hat sich der Fall Hemlock für Asbeck erstmal erledigt. Just am Mittwoch bestätigte ein Berufungsgericht in den USA das erstinstanzliche Urteil, wonach die Solarworld Industries Sachsen – die ebenfalls Mitte Mai Insolvenz anmeldete – knapp 800 Millionen US-Dollar Schadenersatz samt Zinsen an den Siliziumhersteller Hemlock zahlen soll. Es geht dabei um Verletzungen von Lieferverträgen aus dem Jahr 2013. Die neue Solarworld Industries hat damit nichts zu tun. Der Sprecher des Insolvenzverwalters der Gesellschaft, Thomas Schulz, erklärte pv magazine: „Wir schauen uns das Urteil an und werden es prüfen.“
Erst am Freitag hatte das Amtsgericht Bonn einen von Hemlock beauftragten Anwalt von der Teilnahme an der Abstimmung der außerordentlichen Gläubigerversammlung ausgeschlossen. Das Gericht folgte dabei der Auffassung, dass Hemlock zu diesem Zeitpunkt über noch kein vollstreckbares Urteil verfügte. Zudem dürften die Forderungen vor einem deutschen Gericht nicht standhalten.
Hemlock steht es natürlich frei, seine Forderungen gegenüber Solarworld beim Insolvenzverwalter anzumelden. Der Prüfungstermin, ob die Forderungen berechtigt sind, stehe allerdings erst im November an, so Schulz weiter. Deer Insolvenzverwalter werde sich nun zudem darauf konzentrieren, den Investorenprozess für den Verkauf der Anteile der Solarworld AG an der Solarparc GmbH, der Deutschen Lithium GmbH sowie der Solarworld Americas so zügig wie möglich umzusetzen.

Swiss university spin-off develops grid analysis software

Swiss university spin-off develops grid analysis software


Issues with grid stability, and the high cost of grid expansion are one of the biggest challenges presented by the energy transition. For renewable energy sources to make up a higher portion of a country’s energy mix, power grids will need to become more intelligent and incorporate different technologies to manage the intermittencies inherent to renewable generation.
Swiss startup Adaptricity looked to address this issue by developing a software solution that can simulate electricity grids, and help operators better understand and plan their networks. This way, says ETH Zurich, grid investments can be made more cost effective.
The software relies on data collected from smart meters, and can calculate network loads based on this, and simulate how a new energy asset, a PV plant for example, would affect the regional grid.
Adaptricity has previously acted as a consultancy with grid operators in Switzerland and Germany, but will now focus on the sale of licenses for its software to grid operators in Switzerland and abroad, which it expects to fully launch in autumn 2017.
ETH Zurich also points out that, while the software could prove an essential tool for grid operators, its success is highly dependent on the development of smart grids, and on national energy policy decisions both in its native Switzerland and in other potential markets. “Ultimately, politics will decide how much money is put into renewable energy, and thus into intelligent power grids,” states an ETH press release. “The more politicians push the issue, the better for the smart grid analysts.”

Natcore to consult on 20 MW project in Ghana

Natcore to consult on 20 MW project in Ghana


Ghana’s feed in tariff had previously been set at approximately $0.137/kWh, however the country’s new government, appointed in December 2016, recently stated that new PPAs can be signed with a maximum FIT rate of $0.10/kWh.
Project developer PSECC has formed a special purpose vehicle for the project; Simbrofo Light Ghana Ltd, and was granted a provisional license for the 20 MW solar farm in December 2016, with a further two 20 MW projects planned for the same location. Financing for the projects has been obtained via the European Central Bank.
“The lower FIT payment meant I had to look for the best possible technology choice for solar panels,” says Alan Brewer, CEO at PSECC. “That’s when I contacted Natcore, because the increase in power using their technology meant that the revenues could be increased by 10% or more, and the project could once again be financially viable.”
PSECC and Natcore are now considering a licensing agreement, where PSECC would gain exclusive access to the U.S. company’s technology within Ghana. “We estimate that the fee for a license agreement of this size will be about $2.5 million,” states Natcore president and CEO Chuck Provini. “Although we haven’t finalized negotiations, we’re able to make a projection based on savings anticipated using our technology.”
In July, the two companies also signed a memorandum of understanding, whereby PSECC would work with Natcore on developing solar projects within the U.S. Natcore has been assigned the project under its Best-of Breed program, under which it functions as a consultant on the design and construction of solar farms and other facilities.

South Australia: 150 MW CSP plant to supply government’s power needs

South Australia: 150 MW CSP plant to supply government’s power needs


All of the South Australia government’s power needs will be supplied by the 150 MW Aurora solar thermal plant located at Port Augusta, which is scheduled to break ground in 2018, and to be commissioned by 2020.
Expected to pay a maximum of A$78 (US$ 62)/MWh, the government entered into a 20-year generation project agreement with U.S. company Solar Reserve earlier this week.
The giant A$650 million (US$ 515 million) project incorporates heliostats, or mirrors, to concentrate sunlight onto a tower that heats molten salt to create steam and power a turbine, as well as an eight-hour full load storage, enabling on-demand energy production day and night.
Seeking to put downward pressure on electricity prices, the federal government decided in May to back the Port Augusta project with a total of A$110 million approved in form of a concessional equity loan.
“The Port Augusta story is a stark example of the transition of the South Australian economy, with the closure of a dirty coal fired power station, and now the commissioning of this world leading renewable energy project,” said Premier of South Australia Jay Weatherill, stressing that the project will boost competition and create jobs.
According to Solar Reserve, the Aurora plant will be able to produce more than 495 GWh annually, which is around 5% of South Australia’s energy needs, with no requirement for gas or oil generated electricity as a backup.
According to recently released data from the Australian Energy Regulator, South Australia has already surpassed its target of 50% renewables by 2025 eight years early, reaching 57% in the first nine months of 2016/17 to 31 March 2017, as solar met 7.6% of South Australia’s demand.

Researchers one step closer to efficient, colorful solar panels

Researchers one step closer to efficient, colorful solar panels


By stamping dense arrays of crystalline silicon nanocylinders onto solar modules, researchers in the Netherlands have managed to give green energy a green color.
A new study published this week in Applied Physics Letters demonstrates photovoltaic modules with a bright green color, based on silicon heterojunction solar cells integrated with arrays of light scattering dielectric nanoscatterers. The panels show only around a 10% power reduction due to the loss of absorbed green light, paving the way to designing efficient colorful or white building-integrated photovoltaics.
“Some people say ‘why would you make solar cells less efficient?’ But we can make solar cells beautiful without losing too much efficiency,” said Verena Neder, a researcher at AMOLF and lead author of the paper. “The new method to change the color of the panels is not only easy to apply but also attractive as an architectural design element and has the potential to widen their use.”
Unlike existing colored solar panels, the nanopatterns give a consistent appearance from different angles, so the panels appear green even from a wide angle.
Next, the researchers are designing imprints to create red and blue solar cells. Once they master these three colors, the primary colors of light, they can create any color, potentially even white.
“You have to combine different nanoparticles, and if they get very close to each other they can interact and that will affect the color,” said Albert Polman, a scientific group leader at AMOLF and senior author on the paper. “Going to white is a really big step.”
While most research to date has focused on increasing efficiency and reducing cost, the latest invention combines efficiency with aesthetics. Among other notable achievements in the field of aesthetic photovoltaic solutions are full-black solar modules and panels with integrated high-definition images.

Uncertainty in 2018

Uncertainty in 2018


Yesterday’s hearing before the International Trade Commission (ITC) spent a lot of time on the expected impacts of actions that the Trump Administration could take if the agency finds injury to the domestic industry, with both sides disagreeing sharply on the expected outcome and the need for such a case in the first place.
However, within this testimony there was also an analysis of what is happening now. In her testimony against the Section 201 petition, Bloomberg New Energy Finance Head of North America Research Amy Grace stated that new contracting activity for utility-scale solar projects has “ground to a halt” since the ITC launched its investigation in June.
“Developers cannot reasonably guarantee competitive contract terms with their counterparties when they don’t know how much they will have to pay for modules – the most expensive line-item of a project’s cost,” noted Grace…

Kuwait plans tender for 1 GW solar PV project

Kuwait plans tender for 1 GW solar PV project


With the closing date for the call for expression of interest set on September 7, Kuwait National Petroleum Company is on a lookout for a company to handle the EPC and O&M services on the country’s largest ever solar PV project.
As reported by Bloomberg, the tender for the $1.2 billion Dibdibah solar power plant will be issued in the first quarter of 2018. In an interview for the newswire, Shukri AbdulAziz Al-Mahrous, deputy chief executive officer of planning and finance at Kuwait National Petroleum Co., said that once completed by the end of 2020, Dibdibah would produce half of the country’s planned renewable energy output.
This is a giant solar leap forward for a country that welcomed its first solar PV utility-scale project, the 10 MW Sidrah 500 plant, only last year.
Kuwait, one of the leading oil-producing members of the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC), aims to source 15% of its electricity requirements from renewable energy by 2030. The Dibdibah solar project, which will be able to generate 2.5 GWh/year relaying on the MENA region’s high irradiation potential, could give a big push towards the goal.

Appeals court upholds SolarWorld’s $800 million debt to Hemlock

Appeals court upholds SolarWorld’s $800 million debt to Hemlock


The solar trade war that has raged over the last five years between the United States and China has had a number of consequences. While duties imposed in 2012 and 2014 on imports from China and later Taiwan did not lead to a resurgence in U.S. solar cell and module manufacturing, they did lead to retaliatory tariffs against U.S. polysilicon.
This in turn closed off the world’s largest polysilicon market to U.S. producers, with devastating consequences. And one of the few options left for U.S. polysilicon makers, other than attempting to compete in the much smaller semiconductor market, was to strictly enforce contracts which were signed at a time when polysilicon prices were much higher.
This has been the position taken by Hemlock Semiconductor, once a polysilicon giant and now a pale shadow of its former self. And perhaps no one was more on the hook than SolarWorld, one of its biggest customers.
Yesterday, an appeals court judge upheld a lower court ruling which requires that a German SolarWorld subsidiary pay Hemlock nearly $800 million for breaking a long-term contract for polysilicon. Hemlock had initially sued for damages in 2013, after SolarWorld Industries Sachsen GmbH refused to return to an original price after a temporary discount.
The news comes as CEO Frank Asbeck has restarted production at the German facilities of SolarWorld AG under a new company, SolarWorld Industries GmbH. This follows the approval of creditors and anti-trust authorities.
And despite the humming of SolarWorld factories, it may be hard for Hemlock to collect. Last Friday a district court in Bonn excluded Hemlock from the creditor’s meeting, and despite the approval of American courts, German authorities will make a decision in November as to whether Hemlock’s claim is legitimate or not. A spokesperson for the insolvency administrator has told pv magazine that he will examine the ruling.
It may be that Hemlock can get back a small amount from the insolvent estate of SolarWorld; or that the company receives nothing.

Donnerstag, 17. August 2017

Crowdfunding ist eine große Chance für die Solarindustrie

Crowdfunding ist eine große Chance für die Solarindustrie


Wir befinden uns gerade am Anfang einer spannenden Entwicklung, die den Solarmarkt in einigen Bereichen stark verändern wird. Aktuell wird Crowdfunding hierzulande meist noch als Randerscheinung für abenteuerlustige Privatinvestoren belächelt. Dies ändert sich zunehmend, doch noch steckt Crowdfunding in Deutschland in den Kinderschuhen.
Für das laufende Jahr rechnen Experten für Deutschland mit einem Transaktionsvolumen von etwa 34 Millionen US-Dollar. Dies entspricht lediglich 0,1 Prozent der Summe, die im letzten Jahr weltweit in Crowdfunding-Projekte angelegt wurde. Experten erwarten ein jährliches Wachstum von mehr als 30 Prozent. Die Perspektiven sind also exzellent. Wir müssen uns intensiv mit dieser Anlageform auseinandersetzen, um das Wachstumspotenzial zu nutzen.
Erneuerbare Energien vereinen gute Voraussetzungen für Crowdfunding
Crowdfunding bietet Anlegern die Möglichkeit, Teil der Energiewende zu werden und so aktiv dem Klimawandel entgegenzuwirken. Sie können ein nachhaltiges Projekt unterstützen und gleichzeitig von ihrem Investment profitieren. Die Projekte bieten mit einer Rendite von zumeist zwischen fünf und zehn Prozent eine attraktive Anlagemöglichkeit.
Gerade in der aktuellen Niedrigzinsphase bieten klimaschützende Crowdfunding-Projekte gute Möglichkeiten, um gemeinsam in die Zukunft zu investieren. Das ist eine starke Story. Wir dürfen aber nicht die Werbetrommel rühren. Wir müssen stattdessen über die Chancen und Risiken aufklären. Es geht darum, Vertrauen zu schaffen. Wir haben gute Argumente auf unserer Seite. Diese müssen wir klar und offen kommunizieren und mit interessierten Anlegern diskutieren.
Crowdfunding bietet der Solarbranche attraktive Chancen
Mit Crowdfunding können wir Regionen erschließen, die bislang aufgrund eines restriktiven Handelns von Banken hinter ihren Möglichkeiten zurück bleiben mussten. Damit kann Crowdfunding zu einem wichtigen Wachstumsmotor unserer Branche werden.
Dies zeigt sich beispielsweise in Afrika: Hier leben noch immer mehr als 600 Millionen Menschen ohne Anschluss ans Stromnetz. Gleichzeitig sind die Stromkosten sehr hoch und ein elementarer Armutstreiber. Experten sind sich darin einig, dass sich die Armut mit einem konsequenten Ausbau von Solarenergie deutlich reduzieren lässt. Wir können hier viel bewirken. Dennoch kommt die Nutzung der Solarenergie in Afrika nur schleppend voran.
Der Grund liegt nicht in der technischen oder wirtschaftlichen Tragfähigkeit der Projekte. Das größte Hindernis für Solarprojekte in Afrika ist die Finanzierung. Ich sehe in Crowdfunding einen wichtigen Baustein, um diese Lücke zu schließen.
Entwicklung von Crowdfunding weiter fördern
Oft wird die Frage gestellt, ob die Solarbranche reif genug ist, um vom Crowdfunding-Boom zu profitieren. Ich halte dies für den falschen Ansatz. Die Frage sollte lauten: Was muss die Solarbranche tun, um als reifer Partner anerkannt zu werden? Wir müssen aus den Fehlern der Vergangenheit lernen, transparente Aufklärungsarbeit leisten und versuchen, die sich bietenden Chancen konsequent zu nutzen.
Wir haben gute Argumente auf unserer Seite. Wir müssen aber lernen, diese konsequent zu kommunizieren. Wenn wir dies schaffen, wird Crowdfunding eine zentrale Rolle in der Entwicklung unserer Branche einnehmen und wir werden gemeinsam mit vielen Kleinanlegern die Energiewende weltweit vorantreiben.
Letztlich sehe ich auch den Staat in der Pflicht. Es wäre wünschenswert, wenn Crowdfunding einen ebenso starken staatlichen Rückhalt genießen würde wie das klassische Bankengeschäft. Hier sehe ich insbesondere auf der regulatorischen Ebene noch Handlungsbedarf. Bis zu einer Gleichstellung beider Investitionsformen ist es noch ein weiter Weg.
Crowdfunding bietet Finanzierungslösungen für Entwicklungsmärkte
Natürlich ist Crowdfunding nicht das Patentrezept für die Industrie und die Finanzierungsform wird auch nicht die aktuellen Finanzierungspraktiken ersetzen. Es ist vielmehr eine sinnvolle Ergänzung der aktuellen Möglichkeiten. Ich sehe Crowdfunding als eine Chance, um uns in den Bereichen voranzubringen, in denen der Markt hinterherhinkt. So favorisieren Banken in vielen Märkten nach wie vor Großprojekte. Für kleinteilige Solaranlagen, die das wesentliche Volumen der weltweiten Energiewende darstellen, findet sich oft keine finanzierende Bank.
Ich traue Crowdfunding zu, diese Lücke mittelfristig zu schließen. Darüber eröffnen Crowdfunding-Projekte Anlegern eine attraktive Möglichkeit, um die Energiewende voranzutreiben. Die Resonanz auf unsere Projekte zeigt uns, dass dieser Gedanke viele Personen anspricht. Crowdfunding trifft den Nerv der Zeit.
Wir haben im April dieses Jahres die Funding-Phase für unser erstes Crowdfunding-Projekt in Südafrika abgeschlossen. Für das Pilotprojekt haben wir in wenigen Wochen 80.000 Euro bei Anlegern für die Umsetzung einer PV-Anlage in Rustenburg, wenige Kilometer nördlich von Johannesburg, eingeworben. Die Resonanz auf das Beteiligungsangebot war außerordentlich gut und zeigt, dass der Bedarf an alternativen Finanzierungsmodellen in Südafrika sehr hoch ist.
Wir sind davon überzeugt, dass sich Crowdfunding als eine erfolgreiche Erweiterung unseres Südafrika-Geschäfts etablieren wird. Dies gilt insbesondere für kleinteilige Projekte. Aktuell befinden sich weitere Projekte in der Planung, die wir umsetzen wollen.
Grundregeln für Kleinanleger bei Solar-Crowdfunding
Grundsätzlich gilt bei Crowdfunding das gleiche Prinzip wie bei jedem anderen Investment. Ich muss mir die Frage stellen, ob die Chancen in einem angemessenen Verhältnis zum Risiko stehen und ob dies meinem Anlagetyp entspricht. Dabei sollte sich jeder Interessierte bewusst machen, dass den Renditen auch Risiken gegenüberstehen. Ich sehe aber insbesondere den Anbieter in der Pflicht.
Ein gutes Crowdfunding-Portal sollte offen und umfassend über die Projekte und die Unternehmen informieren, die eine wesentliche Rolle dabei spielen. Die Projektpartner sollten fundierte Erfahrung in der Realisierung vergleichbarer Projekte haben. Wichtig ist mir immer, dass Investments transparent sind. So bieten einige Crowdfunding-Portale an, dass sich Anleger über den aktuellen Projektstand informieren können. Das schafft Vertrauen. Und dieses Vertrauen ist einen wichtigen Schlüssel, um Crowdfunding langfristig in der Branche zu etablieren.
— Der Autor Thorsten Preugschas blickt auf rund 15 Jahre Erfahrung in der Solarbranche zurück. Als geschäftsführender Gesellschafter brachte er die Maaß Regenerative-Energien GmbH in die Colexon Energy AG ein und schuf damit einen der führenden börsennotierten Projektentwickler im deutschsprachigen Raum. Im Jahr 2006 wurde er zum CEO der Colexon Energy AG ernannt. Mit dem Zusammenschluss der Colexon Energy AG mit der dänischen Renewagy A/S im Jahr 2009 formte Preugschas den ersten vollintegrierten börsennotierten Projektentwickler und Betreiber von Solarkraftwerken in Deutschland mit einer Marktkapitalisierung von mehr als 150 Millionen Euro. Im Jahr 2011 wechselte Thorsten Preugschas zur Soventix GmbH, die sich unter seiner Geschäftsführung zu einem der erfolgreichsten international agierenden Solarprojektentwicklern Deutschlands entwickelte.

Meyer Burger erzielt höchsten Auftragseingang seit 2011

Meyer Burger erzielt höchsten Auftragseingang seit 2011


Die Meyer Burger Technology AG hat in den ersten sechs Monaten stark vom Trend der Wafer-, Zellen- und Modulhersteller profitiert, in Upgrades ihrer bestehenden Produktionslinien und den Aufbau zusätzlicher Kapazitäten zu investieren. Der Auftragseingang habe sich um 15 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum auf 308,5 Millionen Schweizer Franken (rund 270 Millionen Euro) erhöht. Dies sei mit Abstand das höchste Volumen seit 2011 in einer Halbjahresperiode, teilte der Schweizer Photovoltaik-Anlagenbauer am Mittwoch mit. Meyer Burger rechne auch damit, dass dieser Trend – etwa der Umstieg auf Diamantdrahtsägen in der Waferfertigung oder Upgrades hin zu PERC-Technologien und Bifazialität vorerst weiter anhalten werde. Zum Ende des ersten Halbjahres habe das Unternehmen über einen hohen Auftragsbestand von 339,1 Millionen Schweizer Franken verfügt.
Der Umsatz des Schweizer Konzerns ging im ersten Halbjahr um 2,5 Prozent auf 212,3 Millionen Schweizer Franken leicht zurück. Das Ergebnis sei durch negative Währungseinflüsse beeinträchtigt worden. Für das zweite Halbjahr geht Meyer Burger wegen der guten Auftragslage von einem höheren Nettoumsatz aus. Die Betriebsleistung nach Materialaufwand und Vorleistungen habe mit 98,2 Millionen Schweizer Franken ebenfalls unter Vorjahresniveau gelegen. Hierbei seien Effekte wie außerordentliche Rückstellungen für Garantieleistungen im Zusammenhang mit einem Update/Ersatz von Solarmodulen, die in den Jahren 2008-2009 produziert wurden, Wertberichtigungen für Warenvorräte im Zusammenhang mit der Optimierung des Produkteportfolios sowie negative Währungseffekte auf Debitoren und Kundenanzahlungen mit einem Volumen von 11,4 Millionen Schweizer Franken zu Tragen gekommen.
Das EBITDA-Ergebnis erhöhte sich im Jahresvergleich leicht auf 6,9 Millionen Schweizer Franken, wie Meyer Burger weiter mitteilte. Aufgrund der erreichten Kostensenkungen und dem erwarteten höheren Umsatz rechne das Unternehmen mit einem deutlich höheren EBITDA-Beitrag im zweiten Halbjahr. Das EBIT-Ergebnis von Meyer Burger blieb im ersten Halbjahr weiter negativ, verbesserte sich dennoch gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der Verlust habe bei 8.8 Millionen Schweizer Franken gelegen. Die planmäßigen Abschreibungen und Amortisationen beliefen sich auf 15,8 Millionen Schweizer Franken, wie es weiter hieß. Das Konzernergebnis sei gegenüber dem Vorjahr auf -17,0 Millionen Schweizer Franken ebenfalls etwas gesteigert worden.
Bis zum Ende des ersten Halbjahres konnte Meyer Burger seine Kostensenkungsmaßnahmen und das eingeleitete Strukturprogramm abschließen. Allerdings werde kontinuierlich weiter daran gearbeitet, geeignete Maßnahmen zur Optimierung der Kostenstrukturen umzusetzen, hieß es weiter. Wegen des starken Auftragseingang habe Meyer Burger im ersten Halbjahr die Zahl seiner temporären Mitarbeiter zur Bewältigung der Aufträge von 80 auf 213 erhöht. Die Personalkosten seien gegenüber dem Vorjahreszeitraum dennoch um sieben Prozent auf 5,5 Millionen Schweizer Franken reduziert worden.
Meyer Burger hat auch seine Finanzierung weiter restrukturiert. Ende Mai sei eine Obligationsanleihe mit 130 Millionen Schweizer Franken komplett zurückbezahlt worden. Damit werde sich der künftige Zinsaufwand verringern. Zugleich wirkte sich die Rückzahlung positiv auf die Eigenkapitalquote aus, die bis zum Ende des ersten Halbjahres auf 43,4 Prozent angewachsen sei.
„Aufgrund des starken Auftragseingangs, des hohen Auftragsbestands und wesentlicher Auslieferungen/Kundenabnahmen, die für November und Dezember 2017 vorgesehen sind, bestätigt Meyer Burger den Ausblick für das Geschäftsjahr 2017“, hieß es weiter. So werde ein Nettoumsatz zwischen 440 und 460 Millionen Schweizer Franken, was in etwa dem Vorjahresniveau entspricht, erwartet. Das EBITDA solle bei 30 bis 45 Millionen Schweizer Franken liegen.
Zum 1. September kündigte Meyer Burger zudem einige organisatorische Änderungen in der Geschäftsleitung an. Gunter Erfurt werde künftig als CTO und nicht mehr als COO fungieren. Dirk Habermann, Chief Innovation Officer trete aus der Geschäftsleitung aus. Er werde die Position als General Manager der holländischen Niederlassung im Bereich Specialised Technologies sowie die Leitung der Spezialprojekte für neue Technologien innerhalb der Gruppe übernehmen. Daniel Lippuner wiederum werde zum neuen COO ernannt. Neben Lippuner und Erfurt sind weiterhin Hans Brändle (CEO), Michel Hirschi (CFO) und Michael Escher (CCO) im Vorstand aktiv.

Polarstern setzt erste Projekte nach neuer Mieterstrom-Förderung um

Polarstern setzt erste Projekte nach neuer Mieterstrom-Förderung um


Wenn die Zustimmung der EU-Kommission zum Mieterstromgesetz erwartungsgemäß erteilt wird, tritt die Förderung rückwirkend zum 25. Juli in Kraft. Während bislang Photovoltaik-Mieterstrommodelle bei großen Wohngebäuden realisiert wurden, öffnet der Zuschuss nun auch die Türen der Wirtschaftlichkeit für kleinere Projekte. „Durch die Direktförderung rechnet sich Mieterstrom jetzt auch bei Gebäuden mit deutlich weniger Parteien“, sagt Florian Henle, Geschäftsführer von Polarstern. Der Münchner Mieterstrom-Dienstleister habe Photovoltaik-Mieterstrom nun bei zwei Gebäuden mit acht und 25 Mietparteien umgesetzt. Diese Projekte seien gemäß den gesetzlichen Kriterien für die Direktförderung qualifiziert. Bislang seien Photovoltaik-Mieterstrommodelle bei diesen kleineren Mehrparteigebäuden wegen des hohen Aufwands bei der Umsetzung und Abrechnung nicht wirtschaftlich gewesen.
Mit dem neuen Mieterstrom-Zuschuss, der sich abhängig von der Größe der Photovoltaik-Anlage zwischen 2,11 und 3,77 Cent pro Kilowattstunde bewegt, sei nun die verfügbare Dachfläche, das Verbrauchsprofiel der Mieter und die Höhe der Netzgebühren primär dafür entscheidend, ob sich ein Modell lohne. Gerade bei kleineren Gebäuden sei jedoch die Teilnahmequote der Mieter von Bedeutung. „Nicht nur damit sich der administrative Aufwand zur Mieterstromversorgung rechnet, sondern vor allem um die Kosten zum Betrieb des erforderlichen Summenzählers auf möglichst viele Schultern zu verteilen“, erklärt Henle weiter.
Bei dem Mieterstromprojekt mit acht Wohneinheiten nahe München hat Polarstern nach eigenen Angaben eine Photovoltaik-Anlage mit 18,5 Kilowatt Leistung und einen Stromspeicher mit zehn Kilowattstunden installiert. Die Stromautarkie liege damit bei gut 60 Prozent. Die Mieterstromkosten würden voraussichtlich 13 Prozent unter dem lokalen Grundversorgertarif liegen, hieß es weiter. Das zweite Projekte – ebenfalls nahe der bayerischen Landeshauptstadt – werde gemeinsam mit der Bürgerenergiegenossenschaft eG umgesetzt. In beiden Fällen sei geplant, dass die Mieter bis Jahresende einziehen.
Polarstern habe zudem festgestellt, dass die Anmeldung der Direktförderung noch nicht etabliert sei. „Bis die Direktförderung in der Praxis ankommt, wird es noch einige Monate dauern, da die Netzbetreiber ihre Anmeldeformulare erst aktualisieren, wenn die beihilferechtliche Prüfung durch die EU-Kommission abgeschlossen ist“, so Henle. Experten rechnen in einigen Wochen mit der Genehmigung aus Brüssel.

Steca und Kostal entwickeln Produkte gemeinsam weiter

Steca und Kostal entwickeln Produkte gemeinsam weiter


Die Steca Electronik GmbH und die Kostal Industrie Elektrik GmbH haben eine enge Partnerschaft vereinbart. Diese sehe die „gemeinsame Nutzung von Entwicklungsergebnissen und eine Kooperation in der Weiterentwicklung von bestehenden einphasigen und dreiphasigen Geräten, Speicherwechselrichtern sowie ergänzender Produkte“ vor, teilten die Photovoltaik-Hersteller am Mittwoch mit. Steca werde sich verstärkt auf die einphasigen Wechselrichter und Lösungen für Speichersysteme konzentrieren. Kostal werde sich hingegen auf die dreiphasigen Wechselrichter für das Privat- und Gewerbesegment fokussieren.
Mit dieser Aufteilung würden beide Unternehmen ihre individuellen Stärken in die Partnerschaft einbringen, hieß es weiter. Letztendlich profitierten sie dann durch ein größeres Produktportfolio, was zudem schneller auf den Markt gebracht werden könne. „Als Spezialist für Leistungselektronik konzentrieren wir uns auf unsere Stärken. Wir setzen unsere Ressourcen gezielt ein, um die Bedürfnisse des Marktes optimal erfüllen zu können“, erklärte Steca-Geschäftsführer Michael Voigtsberger. Manfred Gerhard (Foto), der seit sechs Wochen Geschäftsführer bei Kostal Industrie Elektrik ist, sieht in der Vereinbarung die „logische Konsequenz“ aus der bereits bestehenden Verbindung. „Nach einiger Zeit der erfolgreichen projektbezogenen Entwicklungskooperation mit Steca, unterstreicht dieser Vertrag unsere gemeinsamen Ziele, unseren Kunden schnell ein komplettes Portfolio an Wechselrichtern und Speichersystemen aus einer Hand anbieten und somit am Markt noch wettbewerbsfähiger auftreten zu können“, so Gerhard weiter.

Fonds unterstützen Erneuerbaren-Projekte in Afrika mit 19 Millionen US-Dollar

Fonds unterstützen Erneuerbaren-Projekte in Afrika mit 19 Millionen US-Dollar


Der Nordic Development Fund und Norfund haben insgesamt 19 Millionen US-Dollar für eine von Respons Ability verwaltete Energie-Holdinggesellschaft bereitgestellt. Das Geld sei für Eigenkapitalbeteiligungen beim Ausbau erneuerbaren Energien in der Sub-Sahara bestimmt, teilte das Unternehmen mit. Weitere Investoren seien die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) und die Schweizer Asset Manager Respons Ability Investments.
Die Energie-Holdinggesellschaft sei im Dezember 2013 gegründet worden. Sie agiere als Co-Entwickler und Investor bei kleinen und mittelgroßen Erneuerbaren-Energien-Projekten bis 50 Megawatt Leistung. Die Projekte befänden sich in verschiedenen Projektstadien – von der Entwicklung über den Bau bis hin zum Betrieb, hieß es weiter. Aktuell befänden sich 14 Projekte mit einer Gesamtleistung von rund 160 Megawatt in der afrikanischen Region in der Entwicklung Viele dieser Projekte würden nach der Fertigstellung einen Einspeisetarif erhalten. Respons Ability gehe es aber auch darum, langfristige, bankfähige Stromabnahmeverträge mit den nationalen Netzbetreibern zu entwickeln. Derzeit würden vor allem Laufwasserkraftwerke in Afrika gebaut.

Netzbetreiber bauen neue Hürden für Stecker-Solarmodule auf

Netzbetreiber bauen neue Hürden für Stecker-Solarmodule auf


pv magazine: Die Netzbetreiber stellen sich bei Stecker-Solarmodulen gern quer? Hat sich da was geändert?
Marcus Vietzke (Foto): Das lässt sich nicht pauschal beantworten, da es in Deutschland fast 900 Netzbetreiber gibt. Das Spektrum reicht vom kostenlosen Einbau eines rücklaufgebremsten Zählers bis zur Androhung der Netztrennung -die aber nie umgesetzt wurde. Neu ist jedoch, dass das Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) im VDE Regeln für den Anschluss von Erzeugungsanlagen mit Energieeinspeisesteckverbindern (Kapitel 5.5.3) in die VDE-AR-N 4105: 2017-07 aufgenommen hat.
Was besagen diese neuen Regeln?
Diese fordern einen separat abgesicherten Einspeisestromkreis mit einem Energieeinspeisesteckverbinder nach E DIN VDE V 0628-1 1 (VDE 0628-1), eine Fehlerstrom-Schutzeinrichtung am Energieeinspeisesteckverbinder und eine Anmeldung beim Netzbetreiber.
Steht das nicht im Widerspruch zum laufenden Normungsprozess?
Ja, das steht nicht nur im Widerspruch zum laufenden Normungsprozess bei der DKE, sondern ignoriert diesen vollständig. Es wäre einfach möglich gewesen, bei den Anforderungen der Stromkreise auf die DIN VDE 0100:551.7 zu verweisen. Stattdessen wird ein separat abgesicherter Einspeisestromkreis und ein Energieeinspeisesteckverbinder nach E DIN VDE V 0628-1 1 (VDE 0628-1) gefordert, was den ganzen Abschnitt in doppelter Hinsicht ad adsurdum führt.
Warum?
Ein separat abgesicherter Einspeisestromkreis macht die Verbraucherseite zur Versorgungsseite und ein Energieeinspeisesteckverbinder nach E DIN VDE V 0628-1 1 ist laut Hersteller eine feste Elektroinstallation. Darüber hinaus werden hier die Grundsätze der Normung ignoriert: Hinter einem Energieeinspeisesteckverbinder nach E DIN VDE V 0628-1 1 (VDE 0628-1) verbirgt sich ist ein proprietärer Wieland Steckverbinder. Eine ausschließliche Einschränkung auf eine proprietäre Komponente ist aber unzulässig. Dazu kommen fachliche Mängel: Fehlerstrom-Schutzeinrichtungen sind selektiv zu errichten, die am Energieeinspeisesteckverbinder geforderte Fehlerstrom-Schutzeinrichtung widerspricht diesem Grundsatz, da die gleiche Fehlerstrom-Schutzeinrichtung im Verteiler vorhanden sein könnte.
Und was ist mit der Anmeldung beim Netzbetreiber?
Ja, abgerundet wird das Ganze durch die Forderung der Anmeldung beim Netzbetreiber. Es ist weder spezifiziert durch wen die Anmeldung durchzuführen ist, noch wird dem EU Netzkodex 2016/631 Rechnung getragen. Dabei sollte der EU Netzkodex 2016/631, der Anlagen bis 800 Watt als nicht systemrelevant ansieht, durch VDE|FNN in deutsche Regelungen übersetzt werden. Wenn man dem eigenen Anspruch – also der VDE|FNN fördert die Integration erneuerbarer Energien – gerecht werden wollte, hätte hier stehen können, dassErzeugungsanlagen bis 800 Voltampere vom Nutzer beim Netzbetreiber nach DIN EN 50438: 2008-08 „inform and fit“ anzuzeigen sind. Dies reicht aus, um den gegebenenfalls nötigen Zählertausch anzustoßen.
Wer verbirgt sich hinter dem VDE|FNN?
Dies beantwortet das FNN selbt wie folgt: Mitglieder bei FNN können juristische Personen wie Unternehmen, wissenschaftliche Einrichtungen oder Behörden werden. Jedes Mitglied hat mindestens eine Stimme. Der Jahresbeitrag für Netzbetreiber orientiert sich an den jeweiligen gewichteten Netzlängen. Hersteller, Dienstleister, wissenschaftliche Einrichtungen und Behörden zahlen einen Beitrag basierend auf den erworbenen Stimmrechten. Unternehmen, die freiwillig einen höheren Jahresbeitrag zahlen, erhalten zusätzliche Stimmrechte. Praktisch ist dieses Gremium eine „Party“ der Netzbetreiber, was bedeutet , dass angestellte Industrievertreter mehr Möglichkeiten haben, als beispielsweise ehrenamtliche Vertreter von Verbänden, da diese beispielsweise ein Spiel auf Zeit nur verlieren können.
Welche Motive vermuten Sie hinter diesem neuerlichen Schritt der Netzbetreiber?
Zurückzuführen ist dieses Verhalten wohl auf wirtschaftliche Interessen. Die Netzbetreiber werden nach einem Netzentgelt pro Kilowattstunde Strombezug vergütet. Photovoltaik-Anlagen reduzieren diesen Strombezug. Während die Netzbetreiber fest installierte Systeme aufgrund eindeutiger Gesetzgebung dulden müssen, nutzen sie bei steckbaren Systemen die lückenhafte Gesetzgebung, um Wettbewerb zu verhindern. Jeder Betreiber einer Stromerzeugungseinrichtung wird daher die Erfahrung machen, dass er vom Kunden zum Konkurrenten wird. Vorwerfen kann man das weniger den Netzbetreiber, sondern vielmehr der verfehlten Energiepolitik der CDU/CSU/SPD-Bundesregierung. Anstatt die Strommarktmechanismen an eine dezentralere Stromerzeugung anzupassen, hält sie an veralteten Regelungen fest und spricht bei der Eigenstromproduktion von Endsolidarisierung und Deindustrialisierung.
Wie reagiert die DGS darauf?
Die DGS ruft zum Einspruch gegen diesen Normentwurf auf und hat dafür eine einfache Einspruchsvorlage auf pvplug.de zur Verfügung gestellt. Das dauert keine fünf Minuten und birgt kein Risiko für den Einsprechenden. Zudem haben wir mit der Untersuchung der Beeinflussung der Schutzkonzepte von Stromkreisen durch Stecker-Solar-Geräte die Datenbasis vervollständigt, die es uns erlaubt, einen soliden Sicherheitsstandard für Stecker-Solar-Geräte zu veröffentlichen. Herausgekommen sind zehn einfache Regeln, um die Verunsicherung von Verbrauchern, Behörden und Elektroinstallateuren zu verringern. Zudem kann es Herstellern und Anbietern solcher Geräte als Kriterienkatalog zur technischen Ausstattung ihrer Produkte dienen.
Was raten sie Interessenten von Solar-Stecker-Geräten, wie sollten sie sich jetzt verhalten?
Interessenten sollten sich vom Anbieter ihrer Wahl bestätigen lassen, dass das Solar-Stecker-Gerät dem DGS-Sicherheitsstandard für steckbare Stromerzeugungsgeräte DGS 0001:2017-08 entspricht. Wenn das der Fall ist, spricht nichts gegen anklicken, auspacken, einstöpseln. Zu praktischen Fragen bezüglich der Anmeldung werden wir demnächst noch ein FAQ veröffentlichen.

Mauritius: 20kWp solar+storage to fully power luxury resort

Mauritius: 20kWp solar+storage to fully power luxury resort


A Mauritius-based luxury resort will from now on be self-sufficient in terms of energy as 20kWp rooftop solar coupled with storage will allow for 11 hours of utilization daily, catering to the property’s energy needs also during night-time.
The project is part of the LUX* Resorts & Hotels’ ecofriendly Tread Lightly program, and is carried out in in partnership with Aera Group, climate finance organization engaged in carbon compensation projects across Africa and Asia.
“LUX* ensures to have sustainable development at the core of its strategy and operations. The Tread Lightly initiative helps to contribute to local and global goals such as energy efficiency, reduction in carbon emissions, also aligning with the SDGs and COP22 targets,” said Vishnee Payen, Sustainability & CSR Manager of LUX* Resorts & Hotels.
Being highly exposed to the impacts of climate change due to rising sea levels and disruption of ocean ecosystems, island countries are leading the charge in adoption of renewable energy, although their contribution to global emissions remains negligible.
As one of the islands that opted for residential-based solar PV deployment, Mauritius has recently launched a net metering scheme expected to enable the installation of up to 2 MW of PV systems, whose individual capacity should not exceed 5 kW, after the first phase of the scheme closed last December with around 5.2 MW of PV system installed.