Gesamtzahl der Seitenaufrufe

Follower

Donnerstag, 21. September 2017

Experten legen Vorschläge für schnellere Energiewende vor

Experten legen Vorschläge für schnellere Energiewende vor

Der Bau vieler kleiner Solaranlagen erhöht das Marktvolumen und senkt so schneller die Preise als wenn der Zubau staatlich über Ausschreibungen gedeckelt ist.
18.09.2017 12:56 - Ausschreibungen abschaffen, Speicher zusammen mit Erzeugungsanlagen fördern, Bürokratie abbauen und einen Anreiz für Kombikraftwerke setzen – das sind die zentralen Vorschläge der Enregy Watch Group, die Energiewende wieder in Schwung zu bringen.
Die Energy Watch Group hat einen Aufgabenplan vorgelegt, mit dem die nächste Bundesregierung die Energiewende in Deutschland endlich wieder beschleunigen kann. Politische Versäumnisse in den vergangenen drei Legislaturperioden hätten dazu geführt, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien fast zum Stillstand gekommen sei, erklärt Jans-Josef Fell, Präsident der Energy Watch Group und einer der Väter des EEG. Deshalb empfiehlt die Energy Watch Group, in der kommenden Legislaturperiode unter anderem die Abschaffung von Ausschreibungen für erneuerbare Energie, die bürokratischen Hürden für den Bau von Ökostromanlagen zu senken und eine moderne Einspeisevergütung zu entwickeln, wenn Hauseigentümer gleich in den Speicher mit investieren. Außerdem sollte sich alle Investoren in erneuerbare Energien stärker um die Netzintegration ihrer Anlagen kümmern. Hier wäre eine spezielle Vergütung für Kombikraftwerke denkbar.

Ausbau reicht nicht für den Ausstieg aus der Kernkraft

Neben den Abgaben auf den Eigenverbrauch, kritisiert Fell vor allem die Einführung von Ausschreibung, statt wie vorher den Strom aus EEG-Anlagen zu einer festen Einspeisevergütung abzunehmen. Er spielt dabei auf die Studie an, in der die Energy Watch Group die Auswirkungen der Ausschreibungen auf die Entwicklung der Energiewende untersucht hat. „Seitdem die Ausschreibungen eingeführt wurden, ging der Ausbau von Photovoltaik-, Biomasse-, Wasserkraft- und Geothermie-Großanlagen drastisch zurück”, lautet das traurige Fazit. „Ebenso wird laut der Studie 2019 der Ausbau der Windenergie von einem starken Rückgang betroffen sein. Am beunruhigtesten ist jedoch, dass die Geschwindigkeit, mit der erneuerbare Energien in Deutschland aktuell ausgebaut werden, nicht ausreichen wird, um die Stilllegung der Kernkraftwerke rechtzeitig abzulösen. Auch Deutschlands Klimaschutzaktivitäten sind deshalb schon am Entgleisen.”
Gründe für die Kritik an Ausschreibungssystemen gibt es viele. So werden nicht nur die Zubaumengen staatlich reguliert. Vielmehr wird auch staatlich geregelt, unter welchen Bedingungen die Ausschreibungen ablaufen und wer an den Auktionen teilnehmen darf. Nachweislich hat sich so die Vielfalt der Akteure, die vorher in Anlagen investiert haben, drastisch verringert. Das erhöht wiederum die Marktmacht von großen Konzernen und etablierten Unternehmen der Energiewirtschaft, schwächt den Wettbewerb und gefährdet die Akzeptanz in der Bevölkerung, schreibt Fell in seiner Studie.

Ausschreibungen verringern Marktvolumen

Zwar sinken nachweislich im Zuge der Ausschreibungen auch die Preise für den eingespeisten Strom. Das ist aber nur ein kurzfristiger Trend, da die Investitionskosten in die Anlagen einer Lernkurve folgen – je mehr Anlagen errichtet werden, desto schneller sinken die Preise für die Generatoren. „Ausschreibungen hingegen sollen gerade das Marktvolumen deckeln und damit kleiner halten als es mit möglich wäre”, geben die Autoren der Studie zu bedenken. „Damit tragen Ausschreibungen erheblich zur Verlangsamung der Kostenreduktion erneuerbarer Energien bei.” Zudem konzentrieren sich Ausschreibungen ausschließlich auf den Bau von großen Anlagen, die weit weg von Verbrauchern gebaut werden. Der Bau von dezentralen Anlagen kommt dabei zu kurz.
Die Empfehlung der Energy Watch Group lautet dementsprechend: Alle Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 40 Megawatt sollten für ihren Strom eine feste Einspeisevergütung bekommen. Außerdem sollten alle willkürlich festgelegten Ausbauobergrenzen abgeschafft werden. (su)

Ladesäulen wirtschaftlich betreiben

Ladesäulen wirtschaftlich betreiben

Die Kosten für eine Ladung sind sehr gering. Deshalb müssen die Ladesäulenbetreiber darauf achten, dass nicht zu viele Kosten für die Abwicklung der Bezahlung anfallen.
15.09.2017 12:28 - Der VDE hat sich auf die Suche nach geeigneten Geschäftsmodellen für potenzielle Betreiber von Ladesäulen für Elektroautos gemacht. In einer Studie zeigen die Autoren, wie sich solche Stromtankstellen wirtschaftlich betreiben lassen. Ein zentraler Punkt ist dabei das verwendete Bezahlsystem.
Der Verband der Elektrotechnik Elektronik und Informationstechnik (VDE) hat eine Studie zur Verbesserung der Ladeinfrastruktur für Elektroautos erstellt. Der Verband wird diese auf der Internationalen Automobil-Ausstellung (IAA) in Frankfurt/Main in der kommenden Woche vorstellen. Denn dort werde die Elektromobilität im Mittelpunkt stehen, betonen die Verbandsvertreter.
Mit der Studie „Ad-hoc-Laden und spontanes Bezahlen: Wie sich punktuelles Aufladen umsetzen lässt“ reagiert der VDE auf eine Hürde, die dem Durchbruch der Elektromobilität im Wege steht. Denn es sind weniger die Investitionskosten, sondern vielmehr ist es die Angst der potenziellen Fahrer eines Elektroautos, irgendwann ohne Strom in den Akkus dazustehen und keine Ladesäule in der Nähe zu haben, um das Auto wieder aufzuladen. Zudem sind die Bezahlsysteme noch sehr unterschiedlich. Potenzielle Betreiber von Ladetankstellen wiederum schrecken angesichts zu geringer Einnahmen vor dem Bau einer solchen zurück. Deshalb hat der VDE untersucht, wie Betreiber mit Anreizen gelockt werden können und wie sich die Kosten für die angebotenen Bezahlsysteme in Grenzen halten lassen. „Was zunächst banal klingt, birgt viel Sprengstoff in der Umsetzung“, weiß Wolfgang Klebsch, Experte für Elektromobilität im VDE und Autor der Studie. „Während das Betanken eines Autos mit Verbrennungsmotor an einer Zapfsäule selten mehr als eine Minute dauert und der Bezahlbetrag meist über 20 Euro liegt, sind die Verhältnisse an einer Ladesäule für Elektroautos deutlich ungünstiger.“

Kosten pro Ladung sind gering

Denn das Aufladen an einem Ladepunkt mit elf Kilowatt Ladeleistung würde beispielsweise, je nach Ladezustand der Batterie, ein bis zwei Stunden dauern. Die Ladung kostet jedoch nur maximal fünf bis zehn Euro, wie die VDE-Experten herausgefunden haben – zu wenig, um einen potenziellen Betreiber zur Investition zu bewegen. „Die zu erwartenden Margen sind schlichtweg zu gering“, bringt Klebsch das Problem auf den Punkt. „Unter den Voraussetzungen ist keiner bereit, eine Ladeinfrastruktur aufzubauen und zu betreiben.“
Ein wesentlicher Teil der Studie beschäftigt sich eingehend mit den Bezahlsystemen für das spontane Laden eines Elektroautos. Die Autoren zeigen entsprechende Geschäftsmodelle für die klassische Ladeinfrastruktur und die gängigen Betreiber von Ladesäulen wie Stromversorger, Stadtwerke oder Roamingprovider auf. Sie haben aber auch die „Quereinsteiger“ wie Betreiber von Autobahnraststätten, Tankstellen oder Parkhäusern im Blick. Außerdem zeigen sie, wie auch Inhaber von Supermärkten, Baumärkten oder Dienstleister wie Hoteliers oder Restaurantbetreiber wirtschaftlich Ladepunkte betreiben können.

Das günstige Bezahlsystem finden

Während ihrer Analyse haben die Autoren der Studie herausgefunden, dass die auf der Betreiberseite anfallenden Kosten sehr breit gestreut sind. Diese reichen von der Investition in die Ladesäule über den Stromanschluss bis hin zu den Kosten für die Abrechnung des geladenen Strom. „Angesichts der an Ladesäulen anfallenden geringen Bezahlbeträge und Margen erweisen sich gerade die einschlägigen Online‐Bezahlsysteme via Smartphone oder Kreditkarten als besonders teuer“, erklärt Klebsch und verweist dabei auf die hohen Gebühren, die bei solchen Bezahlsystemen anfallen. Er rät deshalb von dieser eigentlich naheliegenden Lösung ab. Die Ladesäulenbetreiber sollten sich auf konservative Prepaid‐Bezahlfunktion wie Guthaben auf EC‐Karten konzentrieren. Denn diese sind für die Betreiber kostenmäßig sehr günstige Lösung. Hier fallen in der Regel Gebühren von nur einem bis vier Cent pro Transaktion an. „Bei dieser Lösung muss der Nutzer allerdings mitspielen. Von ihm wird erwartet, dass er seine Geldkarte regelmäßig mit Bargeld auflädt“, sagt Klebsch. Für den Autofahrer bedeute das, die Bequemlichkeit ein Stück weit aufzugeben. Dafür werde das Tanken billiger, fasst er seine Ergebnisse zusammen. (su)

Module aus Asien werden knapp

Module aus Asien werden knapp

Eine Chance für europäische Hersteller? Die Modulhersteller aus China haben Probleme, ihre Lieferverträge einzuhalten.
19.09.2017 8:54 - Die bekannten chinesischen Modulhersteller haben derzeit Schwierigkeiten, ihre Kunden in Europa zu beliefern. Die Knappheit der Komponenten geht auf den wachsenden Weltmarkt zurück.
Die Betreiber der Marktplattform PV Xchange warnen vor einer angespannten Situation am Modulmarkt. „Insbesondere polykristalline Standardmodule von Tier-1-Herstellern sind in größeren Abnahmemengen so gut wie nicht verfügbar, aber auch bei monokristallinen Hochleistungsmodulen sieht es mittlerweile kaum besser aus”, betonen Gema Garay und Martin Schachinger, Berater bei PV Xchange. „Die Preise für die noch verfügbaren Restmengen ziehen dementsprechend in den letzten Wochen kontinuierlich an. Zugesagte Liefertermine werden nicht eingehalten und verschieben sich oft um Tage, wenn nicht Wochen.”
Noch ist die Situation noch nicht dramatisch. Doch immer mehr vor allem kleine Händler und Installateure müssen offenbar auf ihre Ware warten. Inzwischen sind nicht nur die Module der asiatischen Markenhersteller knapp, sondern auch die Paneele weniger bekannter Produzenten sind immer schwerer auf dem europäischen Markt finden. „Nicht wenige Projektentwickler und kleinere EPC beschweren sich darüber, dass Rahmenverträge von den Herstellern nicht eingehalten und die bestellten Mengen nicht vereinbarungsgemäß geliefert werden“ berichten Garay und Schachtinger. „Man bemüht sich vor allem darum, die wenigen Großkunden – international agierende EPC und Distributoren – nicht zu verärgern, kleinere Abnehmer haben das Nachsehen.“ Inzwischen hätten auch de Wechselrichterhersteller Probleme, mit der steigenden Nachfrage Schritt zu halten, wissen die Berater von PV Xchange.

China baut mehr als 40 Gigawatt

Sie führen die Schwierigkeiten vor allem auf den rasant wachsenden chinesischen Markt zurück. Viele Modulhersteller aus dem Reich der Mitte bedienen derzeit vor allem den Heimatmarkt. Der umfasst inzwischen 40 bis 45 Gigawatt. Sie viel Zubau erwarten Marktexperten zumindest für dieses Jahr. Schon im ersten halben Jahr wurden neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 24,4 Gigawatt errichtet.
Aber auch die immer noch große Nachfrage in den USA lässt die Komponenten am europäischen Markt knapp werden. Der Zubau in den Vereinigten Staaten hat die Prognosen übertroffen. Für die chinesischen Hersteller ist der amerikanische Markt zudem interessanter als der europäische, da die Amerikaner bereit sind, für die Module höhere Preise zu bezahlen.

Schnell noch in den USA verkaufen

Ein dritter Grund: Chinesische Hersteller verkaufen derzeit so viele Module wie in den USA möglich. Auch die amerikanischen Projektierer nehmen derzeit alle Module, die die Chinesen noch bis zum 22. September dieses Jahres liefern können. Denn dann wird die Entscheidung der Internationalen Handelskommission (ITC) über neue Handelsschranken fallen. Die Untersuchung geht auf eine Petition des insolventen Modulherstellers Suniva zurück, der seine finanzielle Schieflage mit den gedumpten Preisen chinesischer Module begründet. „Je nach Ausgang der Untersuchungen und der finalen Entscheidung des Präsidenten wird es entweder eine weitergehende Marktabschottung geben, oder eben nicht und die Lage entspannt sich“, sagen die Berater von PV Xchange. „Dennoch zeigt sich die Branche zumindest für das kommende Jahr optimistisch und spekuliert auf weiteres Wachstum in Europa. Egal wie die Petition in den USA ausgeht – das Ende der Unsicherheit und der Turbulenzen werden sich positiv auf den restlichen Weltmarkt auswirken.“ (su)

Elektromobilität- ein Erfahrungsbericht und aktuelle Einschätzung wo wir stehen

Elektromobilität- ein Erfahrungsbericht und aktuelle Einschätzung wo wir stehen




Seit sehr langer Zeit wollten wir in der Familie ein Elektromobil, aber nicht um jeden Preis. Und so haben wir keine Rollerfahrzeuge mit Tretunterstützung gekauft oder uns auf andere Experimente eingelassen. Daher hieß es warten und schauen, was sich so entwickelt. Wir haben die Hybriden von Toyota oder Honda getestet, ebenso den iMIEV von Mitsubishi und sind dennoch weiter beim Diesel geblieben. Bis wir unseren BMW i3 fanden.
 

Zuerst hatten wir die Qual der Wahl, dann meisterten wir unsere größte Herausforderung, sind glücklich mit dem fast geräuschlosen Fahren und noch glücklicher mit unserem Verbrauch von umgerechnet 0,8 Liter/ 100 km. Die Reichweitendiskussion halten wir ebenso für falsch wie das Zögern der Hersteller bei der Digitalisierung. Wir lieben die Visionen für den Straßenverkehr der Zukunft und die Gedanken daran, was politisch alles erreicht werden könnten, wenn es nur gewollt wäre.
 
Und beim Thema ‚gewollt‘ stellt sich die Frage, warum in China x mal mehr Elektroautos verkauft werden und der Markt für Elektroroller, Elektromotoräder, etc. nahezu unübersehbar ist. Es reicht eigentlich ein kurzer Blick in die Übersicht der meistverkauften Automarken 2016 in China. Merken Sie was bei den Stückzahlen und Namen? http://chinaautoweb.com/2017/01/best-selling-china-made-evs-in-2016/
 
Ich will nicht zu schwarzmalen, aber die Situation erinnert mich an die deutsche Solarindustrie 2006. Die damals noch zahlreichen Modul- und Zellhersteller in Deutschland schauten verächtlich auf die chinesischen Newcomer und haben dabei vollkommen unterschätzt, wie diese sich entwickeln konnten. Anders als das Geschwätz von Solarworld, die lange Zeit gegen Zölle auf chinesische Zellen und Module waren, über das Dumping aus China, sind große Teile der deutschen Solarindustrie an ihrer Unterschätzung der Fähigkeiten der chinesischen Firmen gescheitert.
 
Leider ist in der breiten Öffentlichkeit nie analysiert worden, was da passiert ist: Eine sich gerade entwickelnde neue Industrie in Deutschland ist auf einen direkten Wettbewerber gestoßen, der schnell auf dem gleichen technischen Stand war und durch Massenanwendung und Produktion schnell in allen Belangen besser war, und dazu billiger. Und der eine Regierung hat, welche der Technik sehr positiv gegenübersteht und sie fördert - während in Deutschland sowohl große Koalition als auch die unsägliche CDU/ FDP Regierung 2009- 2013 beinahe alles getan haben, um die deutschen Unternehmen kaputt zu kriegen.
 
Aus meiner Sicht wiederholt sich das gerade bei der Elektromobilität. Die deutschen Hersteller sind natürlich mit z.T. über 100 Jahren Geschichte an einem vollkommen anderen Punkt als die damals kleine junge Solarindustrie. Aber sie beginnt komplett neu mit der Elektromobilität in einem Land, das ja auch weiterhin glaubt, der Wohlstand falle ohne Veränderung vom Himmel und das im Gro weiterhin auf den alten Verbrenner-Schrott setzt.
 
Ja, Schrott, denn Elektroautos sind in allen Belangen besser und werden schon bald auch im Westen billiger sein als viele Verbrenner. Und sieht man auf die Skaleneffekt im chinesischen Markt verglichen zu Deutschland und die hohe Innovationsgeschwindigkeit, dann wird das hart. Mal sehen, ob es 2025 noch alle deutschen Marken so gibt. Das Tempo des Umbaus und der Wille der deutschen Regierung, das auch zu fördern, sind viel zu klein. Und China meint es ernst. Das ist gut für die Lungen der Menschen dort (unsere Lungen sind ja der deutschen Autoindustrie und der Politik offenbar egal) und gut für deren Industrieentwicklung.
 
Einen breiteren Überblick und Fahrberichte finden Sie hier zum Download als PDF
 

Treffen wir uns bei der PV-Betreiberkonferenz am 5. Mai 2017 bei SMA in Kassel zu einer Probefahrt in einem westlichen Elektroauto?

Droht der Solarbranche ein zweites PID- Desaster? PERC- Module zeigen nach Aussagen im Markt z.T. massive Degradation

Droht der Solarbranche ein zweites PID- Desaster? PERC- Module zeigen nach Aussagen im Markt z.T. massive Degradation




Ich habe im Dezember 2016 im Zuge einer Vorplanung eines Solarparks auch die Verwendung von PERC-Modulen für einen Partner geprüft. Da ich noch im Hinterkopf hatte, dass es bei PERC-Modulen sehr auf die Qualitätssicherung ankommt, um die noch auftretenden abrupten, ebenfalls lichtinduzierten Degradationen sicher in den Griff zu bekommen, habe ich einige Fachkollegen angerufen und nach ihrer Meinung gefragt. Die Antworten waren mehr als deutlich:
„Finger weg von dem Zeug“, „Sollen sich andere die Pfoten daran verbrennen- degradiert zum Teil wie nix“. Der Anruf bei Prüflaboren ergab: „Ja, stimmt, Prüfrichtlinien haben wir aber keine bisher“. Ein anderer Kollege, der ebenfalls zumindest prüft, ist hingegen bislang zufrieden mit seinen ‚PERC‘-Käufen.

Nachdem ich nun bis jetzt weitere Infos gesammelt und auch die wachsende internationale Berichterstattung intensiv angesehen habe, möchte ich die Branche an der Nahtstelle zur Anwendung mit deutlichen Worten davor warnen, PERC-Module unbesehen und/oder ohne zusätzliche Garantien (die auch werthaltig sind, dazu unten ein Hinweis von RA Andreas Kleefisch) zu kaufen.

Insider berichten, dass auch Mono-PERC-Module von der Degradation betroffen seien. Diese, für mich wegen Geheimhaltungsvereinbarungen nicht überprüfbaren, Aussagen kontrastieren mit der vielfach in der Branche anzutreffenden Meinung, dass Mono-PERC nicht so stark betroffen sei wie Poly-PERC.

Aber auch das Fachmagazin pv magazine Deutschland (Ausgabe März) berichtet rund um die Technikentwicklung von Themen bei Poly-PERC. pv magazine global Edition wird in der aktuellen Ausgabe 5/2017 schon im Editorial deutlicher: „particulary nasty problem“. Christian Buchner vom Anlagenbauer Schmid bestätigt, dass es noch immer Probleme mit PERC auf Polyzellen gibt (Seite 63 der Ausgabe). Rund um die Messe SNEC in Shanghai berichten viele von diversen Gespräche zur Anfälligkeit von Poly- und Mono-PERC gegenüber einer Licht/Temperatur-induzierten Degradation (LeTID) von PERC. Nach der Lektüre des pv magazine global 5/2017 bekommt man sogar den Eindruck, dass diese Probleme sehr weit verbreitet und tiefgreifend sind. Aber vielleicht liegt der Eindruck ja daran, dass ich kein Muttersprachler in Englisch bin. Oder aber es gibt einmal mehr die Situation, dass wie seinerzeit bei PID der „Maschinenraum“ sehr gut weiß was passiert, während man auf dem Schiffsdeck eine Party feiert bis es dann kracht.

Eine fachliche Beschreibung der LeTID -Thematik lieferte u.a. ein Vortrag beim TÜV Modulworkshop bereits im November 2015. Wobei ich darauf hinweisen möchte, dass dieser natürlich massiv werbliche Aussagen zu Modulen der Firma Hanwha Qcells enthält, welche wie bei allen Anbietern durch unabhängige Prüfungen der zu erwerbenden Module überprüft werden sollten. (Link zum Vortrag)
 
Der Maschinenbauer Schmid macht sogar seit zwei Jahren offensiv Werbung für eine technologische Alternative zu PERC – sie nennen es PERT (Link zum Artikel).

Bisher gibt es in den Modulprüfungen keine einheitlichen Testeinrichtungen oder wenigstens abgestimmte Verfahren zwischen Laboren. Testen kann man PERC-Module allerdings schon auf den LeTID-Effekt. Und so gibt es bereits jetzt eine muntere Streiterei, sobald PERC-Probleme auftauchen. Hersteller reden dann gerne von ungeeigneten Verfahren oder eben davon, dass es keine Normen gibt. Und dass man ja ohnehin nach Aufnahme des Betriebs der Module nur noch mit den eigenen Garantiebedingungen in der Haftung sei, die man so formulieren kann, dass eine Abweichung nur schwerlich nachweisbar ist. Das Ganze kommt ja eh erst zum Tragen, wenn Kunden die Abweichungen bemerken- ist das Wetter gut und das Monitoring vielleicht noch nicht komplett, dann kann sowas ja durchaus auch Jahre dauern.

Erinnert Sie das an etwas?
Ja – das PID-Degradationsdesaster, welches vor rund sechs Jahren begann und bis heute noch immer nicht zu 100% bewältigt ist, hatte auch alle diese Elemente (keine Prüfungen, großen Streit um die Prüfungen, Abstreiten, Streiten, Streiten, Streiten) und hat viel Schaden in der Branche angerichtet.
Oder auch an diverse Erfahrungen wie Polarisation von Tandemzellen oder die teilweise gravierenden Leistungseinbrüche oder Winterschlafeffekte mancher Dünnschichthersteller.
Oftmals standen und stehen die Kunden mit ihren berechtigten Regressansprüchen allein da, sind doch etliche Hersteller pleite oder verstecken sich hinter ihren Garantieregeln oder sagen unverhohlen „Dann klagt doch“.

Warum passiert das immer wieder?
Sind die Kunden zu blöd und kaufen ohne Prüfungen ein? Wissen sie überhaupt, dass es mit der neuen Technik neue Prüfnotwendigkeiten gibt? Oder haben auch sie es aufgegeben, Module überhaupt zu testen, weil z.B. die Banken es nicht oder weniger wollen als früher? Oder denken sie, es ist alles gut, wenn ihr Modullieferant vorgibt in seinem „Partnerlabor“ zu prüfen, weil es einfacher und „kostenlos“ ist? Oder ist es den Kunden bzw. deren Partner in der Errichtung egal? Kann man den PV-Kunden also nach all den Erfahrungen noch immer (fast) alles vorsetzen? Zumindest hat man bei einigen einen solchen Eindruck, aber das ist wie immer nur eine Facette des gesamten Bildes, eine andere Facette richtet sich auf die Modulhersteller.

Wieso testen die Hersteller offenkundig einmal mehr ihre unausgereiften Produkte bei den (kleinen) Kunden? Und sind im Gros zudem nicht bereit, diesen Feldversuch z.B. mit einer klaren Austauschverpflichtung oder Bürgschaft zu unterlegen? Dann wäre ja ein Feldversuch in Ordnung, denn PERC & Co. werden eine große Rolle spielen. Immerhin sind bereits deutlich mehr als 20 GW an PERC-Anlagen (die Fa. Meyer Burger sagt, dass sie davon 80% geliefert hat) in den weltweiten Zellfabriken errichtet. Tendenz steigend und heute schon fast 20% der wirtschaftlich zu betreibenden Anlagenkapazität zur Zellproduktion weltweit. Ich bin auch davon überzeugt, dass einige Unternehmen die Technik bereits jetzt gut im Griff haben und sie sich durchsetzt. Aber bitte nicht wieder auf Kosten der Kunden.

Welche Erfahrungen haben Sie mit PERC im Feld bisher?
Wir haben das Thema am 5.5.2017 auf unserer PV-Betreiberkonferenz vor 200 Teilnehmern gemeinsam mit dem Anwalt Andreas Kleefisch, Baumeister Rechtsanwälte / Qualitätsverband Solar und Dachtechnik e.V., angesprochen. (Link zur Betreiberkonferenz)

Zu den Garantiebedingungen sagt er: Gerade die Bedingungen von Herstellern von PERC-Modulen bestehen aus den üblichen Ausschlüssen. So werden nicht nur die Folgekosten (Produktionsausfallschaden, Kosten für Testing und Tausch) generell ausgeschlossen. Auch die Beschaffenheitsgarantie ist nur wenig wert. Meist wird die Ansatzgröße, von der aus die Abweichung / Degradation nach unten aus berechnet werden muss, formal so festgelegt, dass nach der Installation bzw. eine genau angegebene Zeit nach der ersten „Besonnung“ gemessen werden muss. Ebenso liegen für PERC-Module noch keine „den Regeln der Technik“ entsprechende Messszenarien vor. So wird es bei der Frage, ob die Module „ausreichend schlecht“ sind, um Ersatzlieferungen zu bekommen, Streit geben.
 
Hoffentlich gibt es den Garantiegeber dann noch. Solarworld AG mit den längsten Garantien für PERC-Module geht ja gerade in die Insolvenz, die Garantie ist also faktisch wertlos. Wenn der Garantiegeber „noch lebt“, ist die zweite Frage zu beantworten: Wo ist der Gerichtsstand zum Einklagen der Rechte aus der Garantie? In China? In Korea??? In Malaysia??? Bei unserem letzten Projekt haben wir den Anbieter gebeten, die Garantie mit einer Sicherheit zu unterfüttern (Bürgschaft auf Kosten des Käufers (!) über nur 5 % der Summe über nur 5 Jahre). Er hat abgelehnt, weil ihm das Risiko zu hoch war. Das sagt doch eigentlich alles, oder?

Das Thema wird uns auch auf dem 18. Forum Solarpraxis@Neue Energiewelt am 16.-17. November 2017 (Link zum Forum)  in unserer Qualitätssession beschäftigen. Und im Januar 2018 werden wir mit dem 5. Qualitätstag für PV und Speicher (Link zum Qualitätstag) unsere bis 2014 jährlich stattfindende Qualitätstagung wieder aufnehmen.

Dort wird Tacheles geredet und nicht mit Schafwollbällchen im Ungefähren geworfen – denn die Handwerker und Anwender müssen Ross und Reiter kennen. Andernfalls zahlen sie die Zeche verantwortungsloser Produktentwicklung auf dem Rücken der Kunden.

Norwegian Solar Secures Partnership for Energy Storage with Battery Cell ‘Swapping’ Technology

Norwegian Solar Secures Partnership for Energy Storage with Battery Cell ‘Swapping’ Technology

energy storage
Industrial lithium-ion energy storage provider PBES last week said it has signed a partnership agreement with Norwegian Solar AS for the supply of containerized storage solutions for deployment in the U.S. and Saudi Arabia.
Nils-Ivar Dyngeland, CEO and Founder of Norwegian Solar AS, said in a statement that the advantages of PBES’ CellSwap technology was one of the main drivers in its selection of the energy storage solution.
According to PBES, CellSwap allows users to retrofit energy storage systems by replacing battery cells, leaving the rest of the installation intact. PBES said that this approach also ensures users can take advantage of advancements in energy storage over the lifetime of the installation.
The company said that over the life of a stationary unit, the battery system would need to be replaced up to four times, or the battery would need a lifetime warranty. Re-coring the batteries and replacing the cells increases the performance with each “swap.”
Lead image credit: PBES

The 1,600-MW Solar Program for Massachusetts Really is SMART

The 1,600-MW Solar Program for Massachusetts Really is SMART

massachusetts
With nearly 1,500 MW, Massachusetts has the seventh-greatest solar energy capacity in the country, enough to power a quarter-million homes. It has the second-most solar jobs, with over 14,500. Already in a leading position, Massachusetts in January developed a new incentive program to double its solar capacity to over 3 GW.
It’s a fascinating blast from the past, shifting from a common policy in the Northeast — solar renewable energy credits — to an approach that looks more like California’s 10-year-old Solar Initiative or Germany’s decades-old feed-in tariff. The policy is dubbed “Solar Massachusetts Renewable Target (SMART) Program.”
Fixed, Long-Term Prices
The core of the Massachusetts policy is a fixed contract price (inclusive of the value of energy and incentive) and a fixed term for solar projects less than 5 MW. So instead of getting net metering for energy and a solar renewable energy credit as an incentive, the latter of which could fluctuate significantly over the project’s life, projects will have a near-certain revenue stream.
The prices will be differentiated by capacity. Projects larger than 1 MW will participate in a competitive bid for the first block of capacity, with a cap on that first block of $0.15 per KWh for projects 1-2 MW, and $0.14 per KWh for projects 2-5 MW. The following graphic shows how the projects with the lowest bids will get built, receiving the clearing price of the last project in the 100-MW auction. In this illustration, all winners receive the contract price of $0.14 per KWh.

This clearing price will also be used for determining the prices for the smaller projects, with the 1-2 MW clearing price serving as the index. The following chart shows the contract prices for solar projects of various sizes, based on a hypothetical 14-cent clearing price for the 1-2 megawatt auction.

Contract prices don’t reflect what the actual per-kilowatt reimbursement will be to the producer, but rather set a floor. For net metered projects, for example, the incentive will be determined by subtracting the “volumetric distribution + transmission + transition + three-year average basic service rate for this particular rate class” (base rate) from the contract price, and then that value will be fixed over time. So if a 25-kW project has a 28-cent contract price but an 18-cent base rate, its 10-year incentive will be $0.10 per KWh. The following graphic, taken from a presentation by the Massachusetts Department of Energy Resources, shows how a net metered solar project receives an incentive on top of the net metering rate.

The contract prices start with the bidding results, but rise significantly for small projects, to 150 percent of the index price for projects as small as 25 kW. Projects smaller than that get a much higher contract price, but also a shorter contract. The advantage will be in covering finance costs, which are almost always incurred in the first 10 years. However, the term limit means that the effective tariff value may be lower for smaller projects. To be clear, however, the contract price for behind-the-meter projects is only used to establish the fixed incentive level, not the total annual payment.
The following chart illustrates the contract value for projects in each capacity bucket, assuming equal production of 1,300 kWh per kW (DC) of capacity per year and a fixed price over 20 years.

Adders
The contract price is not the full story for solar project compensation, however. The new tariff also provides additional incentives (called “adders”) for projects that meet certain criteria. Those include bonuses to the per-kW contract for projects cited at certain locations (such as those mounted to buildings, at landfills, or built as solar canopies) and projects that include energy storage. Adders also come into play based on the inclusion of certain off-takers, including public entities or low-income property owners. The following table from the Department of Energy Resources illustrates these adders.

One key element of the bonuses is that they can stack, meaning a project can collect them for multiple criteria. The following chart shows how adders would work for a 600-kW solar project with a baseline contract price of $0.154 per kWh, that is installed as a solar canopy and serves a public entity.

The intent of the adders is clearly to incentivize development of solar projects that may serve a public interest not currently captured by the solar market. Fleshing out the market with these incentives is an essential component of the shift toward an energy democracy model of renewable energy ownership.
There is also at least one form of “subtractor.” Projects on greenfields may incur a penalty to their contract price, a provision designed to reflect opportunity cost of the land use.
Setting Aside Small Solar
To ensure participation among the smallest distributed solar projects, each block of program capacity reserves 20 percent for solar projects under 25 kW, for a total of about 320 MW of smaller-scale solar of the 1,600 MW program.
Cost Sharing
To avoid unequal treatment, program costs will be divided proportionately among distribution utilities based on their total share of state electricity sales. This avoids potential issues with small utilities hosting a disproportionate number of solar projects and in turn bearing the costs.
Declining Blocks
Like Germany’s feed-in tariff or California’s Solar Initiative, the Massachusetts SMART Tariff also bakes in declining solar prices. In particular, the contract prices (and adders) will decrease by 4 percent per block. Each block will include approximately 200 MW of capacity, with one-fifth of that capacity reserved for solar projects 25 kW or smaller. The following chart from the Department of Energy Resources, shows how the total contract price falls with each new block of capacity, but the incentive level falls even faster with the presumption that the value of the energy (the retail rate) will rise over time.

Rationale
Clear advantages of the SMART tariff program are predictability and certainty, for both regulators and program participants. These factors ensure the program will be more durable for the long term, even as the renewables marketplace in Massachusetts evolves, rather than merely sparking a short-term boost to renewable generation development. The Department laid out its rationale in the presentation of the final rules, shown below.

In particular, the decision makers cite:
  • Long-term revenue certainty for producers, reducing financing risks and lowering project soft costs
  • Predictable program costs
  • Incentives that decline with the cost of solar
  • Contract prices that are identical across utility service territories, regardless of varying retail prices
Conclusion
Massachusetts’ SMART tariff is being touted as a second-generation program, designed to double installed capacity of solar from 1,600 to 3,200 MW over the next several years. It applies several lessons learned from earlier feed-in tariff programs in Ontario and Germany, setting initial prices competitively and adjusting over time based on capacity rather than time. It encompasses many ways to differentiate projects, going far beyond project size to include location and even beneficiaries.
It may not be the perfect solar program, but given the care and detail in putting the SMART program, it’s certainly one to watch.
For more information on the SMART program, see this webinar by the Clean Energy States Alliance.
Photo Credit: Dale Cruise via Flickr (CC 2.0)
Originally published at ilsr.org.
For timely updates, follow John Farrell or Karlee Weinmann on Twitter or get the Energy Democracy weekly update.

Who is Leading the Smart City Revolution?

Who is Leading the Smart City Revolution?

It seems like every time you turn around, another company, utility, municipality or institution announces some sort of “smart” initiative. In July, Xcel Energy and Panasonic announced a collaboration with the National Renewable Energy Lab (NREL) and others to study a potential carbon-neutral energy district master plan for Peña Station NEXT smart city development in Denver, Colorado; a trio of companies announced the formation of the “Energy IoT and Smart City Technology Alliance,” which consists of Envision, Microsoft, Accenture and others; and Black and Veatch and CPS Energy hosted a webcast called “The Smart City Puzzle: The Role of Utilities in Next-Gen Communities.”
Indeed, the smart city revolution is unfolding as cities seek to embrace the marriage of technology, energy, infrastructure, and transportation and use it to create better living environments for people across the world.
“Holistically [a smart city] relates to the services that cities offer to the residents and businesses,” said Jennifer James, Smart City Solution Lead at Black and Veatch, adding “it relates to things like safety and ultimately quality of life for people.”
Smart City Leaders
Take San Diego, California as an example. The city is number one in the nation for rooftop solar and has in place a climate action plan that calls for all electricity to come from renewable sources by 2035, according to James. But what is making San Diego stand out is the fact that in addition to its extremely ambitious renewable energy goals, the city is upgrading to LED streetlights and equipping those poles with cameras, sensors and a variety of devices to help with things like traffic management, management of parking and even crime, said James.
“They also have a major drive toward electric vehicles,” she added.
On the other side of the U.S. is Boston, Massachusetts, a city that James said is focusing on smart city initiatives related to community engagement and energy.
“They have a vision zero initiative around traffic and pedestrian safety so they have a very interesting smart intersection project,” she said. The state of Massachusetts has been a leader in pushing energy storage and as a result, Boston has been working on clean energy microgrids for resiliency, especially in underserved areas, according to James.
She said Boston worked with Massachusetts Institute of Technology to map out the energy footprints across the city in order to determine prime locations for microgrids and district energy.
In the middle of the country, James pointed to Kansas City, Missouri for its efforts around its streetcar system that is outfitted with sensors and wifi. She also mentioned Minneapolis, Minnesota for its close work with utilities to help achieve its climate action plan.
Bottom Up or Top Down?
There are lots of different triggers that might cause a city to start a smart city initiative. According to James sometimes it starts with a single building or sustainability mandate.
“There are some positive things happening in one area and it kind of organically grows until it becomes a bigger focus point for the city,” she explained.
Other times it can be led by a utility, such as the case with CPS energy in San Antonio, Texas. Paula Gold-Williams, CEO, explained that for them the smart city initiative began with CPS Energy looking to upgrade its grid with smart meters from Landis + Gyr and a networking platform, advanced metering infrastructure and distribution automation from Silver Spring Networks. The smart city initiative simply grew from there. Gold-Williams added: “There is no end to creating a smart city. You just start and keep going.”
But according to Black and Veatch’s James, the best initiatives take place when there is full buy in from city leadership, the local utility, academic institutions and community groups.
The most successful work happens when there is “a collaborative integrated entity that is working together to make it happen,” said James. She added that Clean Tech San Diego is a great example of that.
While city leadership with a solid vision is one of the keys to creating the smart city initiative, ultimately, “the city may not be the strongest player in the mix of actually making it a reality,” said James. In Spokane, Washington, for example James pointed to Urbanova.
“It includes the utility, the city, the university and again it’s a collaborative network of public sector, private sector and non-profit and academic sector coming together to try to move goals forward at that intersection of smart city and energy.”
How Do You Pay for It?
Forrest Small is a senior managing director at Black and Veatch. He said the number one hurdle highlighted in a recent Strategic Directions report put out by the organization is budget.
“Budget tops the list. A lack of resources or expertise is number two and policy hurdles come up as number three,” he said.
That said, there are some tried and true traditional financing mechanisms that cites are using to find the money to usher in smart city upgrades. One avenue is through energy savings performance contracts, which have been around for decades. When an upgrade — such as a switch to LED streetlamps — will result in reduced energy costs, there are entities willing to fund the upgrade and receive payment back based on the energy savings.
A smart distribution system is an integration of automation and communication systems as primary components to support the end-to-end operations and analytics of the electrical distribution grid. Nearly 60 percent of Black and Veatch’s Strategic Directions: Smart City/Smart Utility Report survey respondents identified improving the reliability of the electric distribution grid as a leading investment driver. Credit: Black and Veatch.
A newer financing mechanism is advertising. In New York, the city is replacing old telephone booths with smart connected kiosk systems that offer free wifi, said James, explaining that the kiosks are one answer to the city’s connectivity goals. But they also offer an opportunity for cell-phone charging and have sensors that take air quality measurements and count traffic. James said in an emergency they could also be used for public safety announcements. Funding for the kiosks comes from interactive panels that include geo specific advertising, said James.
“In the case of New York City, they are actually making revenue from these,” said James.
A lot of investment companies are looking into smart city projects as a new area of interest, said Small and James, pointing to Long Haul Capital, a company that offers innovative financing for smart city initiatives such as walkable cities, smart growth mortgages and Intra-city rail.
What City Will Be Next?
At the intersection of clean air, connected people, connected infrastructure and public safety lies the smart city and while many are already on board, there are some cities still ripe for this type of development.
James said there are some cites that might benefit greatly from smart city initiatives because they can spur job growth.
“Communities that are looking to find new economic development opportunities and community re-vitalization,” said James.
“Detroit comes to mind and they are active in this area. Cleveland and Milwaukee, those are areas that have a real strong reason from an economic development perspective to make a move,” she said, adding, “And a number of those places are also in the position to have strong networks of private sector, academic sector, progressive utilities that can help make that happen.”

How to Build a Lithium-Powered Clean Energy Economy from the (Under)Ground Up

How to Build a Lithium-Powered Clean Energy Economy from the (Under)Ground Up

clean energy
Last year, the global economy passed an important milestone: The number of electric vehicles (EVs) quietly traversing the world’s roads reached two million. As this number increases, each new EV brings us one step closer to a vision of a global clean energy economy. In this economy, we use technological innovation to reduce greenhouse gas emissions and air pollution. In addition to EVs, these innovations include batteries that store solar and wind energy for later use and cell phones with digital energy management technologies to make our consumption as efficient as possible.
At the heart of this renewables-driven economic vision is lithium — a light, soft metal that is decidedly not renewable. The most common method for producing lithium, solar evaporation, is a water-intensive process that requires about two years to produce usable lithium. Despite the length of the process, extraction companies have been flocking to lithium hotspots around the globe for the past several years in a “white gold rush.”
Lithium’s atomic makeup makes it a prime conductor of electricity. The metal is the key component of rechargeable batteries for smartphones and other electronic devices. Now, with their light weight and long life, lithium-ion batteries are critical to the electric vehicle and energy storage industries.
With both these industries booming, the demand for lithium has skyrocketed and will only grow in the future. EVs and energy storage may still be considered novelties, but between policy incentives for renewables and technological innovations, they will soon become more affordable and more popular. With the mainstreaming of these technologies, the world will need more and more lithium.
As we ramp up lithium production, we have an opportunity to expand the clean energy vision to the very beginning of the supply chain that will help make it a reality: before lithium-ion batteries are even assembled, when the metal is still dissolved in deposits of salt water (brine) deep underground. To make the clean energy economy truly clean, we must explore lower-impact methods to procure this mineral.
To extract lithium, a mining company pumps mineral-rich brine from underground, then places this solution into a series of evaporation ponds, from which water evaporates, leaving behind salts and minerals. If scaled up significantly, there are concerns that this extraction process could threaten locals’ supply of fresh water. Not only is fresh water used in lithium operations, but scientists say freshwater can also flow into underground pools emptied by brine pumping, making it inaccessible to local communities. Lithium reserves are also usually found in desert areas, home to fragile ecosystems that can be destroyed by large-scale saltwater pumping.
Many members of indigenous communities living in the “Lithium Triangle,” an expanse of salt flats covering Argentina, Chile and Bolivia that hold significant amounts of the world’s lithium reserves, have opposed the onslaught of lithium prospectors, expressing concerns about the rush’s siphoning of limited water supplies.
And it’s not just South America — whether through brine or “hard rock” mining (digging deep mines underground or into mountainsides), lithium operations operate in NevadaAustralia and Mongolia — all desert, water-stressed regions.
Fortunately, there are emerging developments to extract lithium with a much smaller environmental footprint.
For example, some companies are pursuing the recovery of lithium from the recycling of batteries at the end of their useful lives. It is a business opportunity that also tackles another environmental problem lurking in the renewable energy economy: The mountains of used batteries from electrical vehicles and energy storage systems that will require recycling and safe disposal. According to the Guardian, we’ll have to deal with 11 million tonnes of discarded lithium-ion batteries from EVs alone between now and 2030.
At MGX Minerals, we are also working toward the extraction of lithium from existing resources — in our case, oilfield wastewater. Our goal is to recover lithium from petroleum brine, which oil companies currently spend millions of dollars to dispose of. We call it “petrolithium.” By harvesting lithium from the petroleum brine present in oilfield wastewater, our technology leverages a vast network of pre-existing resources and infrastructure. Our innovation also produces lithium at a much quicker rate than traditional methods, so that if scaled up, it can better keep up with the upswing in lithium demand.
This reduced production time will be critical, as the world needs lithium —  lots of it, and as soon as possible. Conventional lithium producers played an indispensable role in bringing electric vehicles and energy storage systems to market. But given the increasing need for this mineral, there’s room for innovative extraction methods that are more efficient and have a lower environmental footprint. By exploring alternative methods of lithium production, we have the opportunity to build a clean energy economy from its very origins deep underground.
Lead image credit: PushEVS

Parallelism: Managing Massive Storage and DERs with Smart Systems

Parallelism: Managing Massive Storage and DERs with Smart Systems

storage
The next stratum of electricity and grid development over the coming two decades appears more and more clear. Major utilities methodically move through the regulatory and practical deployment of smarter communicating grid technology and advanced metering. This continues the centralized command and control type system that has been in place since the original wires were strung in Manhattan by Edison’s DC and the Westinghouse AC companies.
Meanwhile, two side by side developments bring an opposing force to this command/control legacy system. One — distributed resources themselves; and two — the communications and software applications to manage them. These market developments are not unlike the dramatic shift from large scale central computing to personal computers in the ’80s and ’90s, followed by the dramatic increase in networking and near ubiquity of internet access that has spawned distributed smart programs and “X,Y,Z as a Service” applications. From Cray to the smart phone in your pocket, we now interact with this vast cloudlike distributed application platform every hour.
Yet there is a third development: much less pedestrian in computing … which signals the real power of aggregation.
Parallelism
Parallelism in the zero-one world uses many dispersed but coordinated small-scale computers to work collectively in parallel on massive compute problems, such as climate, astronomy, forecasts and other complex calculations. Bringing intelligence, software and communications to DERs will have a similar effect on electricity generation, conservation and distribution.
The first major development is ongoing: the very low penetration of distributed generation which will be accelerated by the advent of affordable battery storage. These two distributed resources by themselves offer both benefits and strains on the existing command/control electric delivery system. And since there is almost no alignment in the business models of distributed resources and centralized electric utilities, we find a wide difference of opinion on the value of solar and storage depending on which side of the divide you sit. This is a bone of contention between many central electric utilities and the providers and customers of solar and storage.
The second necessary development is smart communications currently being designed and deployed by major embedded vendors and brand-new players. California’s long deliberated CPUC Rule 21 is now deploying Phase 1 protocols for smart inverters providing manageable and autonomous new functionality, including anti-islanding, ride-through of high/low voltage and frequency excursions beyond normal limits and volt/var controls among others.
Phase 2 will mandate industry standard communications protocols, with Phase 3 bringing further DER functions and communications capabilities. Rule 21 sets in motion a new age of communicating, programmed and managed DERs.
The third major development will aggregate these resources into power pools made up of granular electricity origination that can be managed and dispatched. While some of this dispatched electricity will be spinning, storage becomes a most critical new distributed functionality. Storage allows a more manageable “pitch” and “catch” dispatch of electricity services to the central command and control grid along with other grid benefits. This parallelism in the future electric utility marketplace brings large and small generating sources of electricity pooled to provide meaningful resources into the legacy command/control industry.
What will drive this dispersion of generation and storage from a central system? Of course, continued price improvement of generation and storage is key, with that trend well in motion. However, the long standing and near universal use of demand-based electricity rate design may be the biggest catalyst to rationalize storage and storage + solar for the large and diverse commercial and industrial (C&I) market. Storage is an outstanding way to effectively manage peak demand behind the meter for the C&I market segment. Storage plus onsite generation using solar can often improve storage ROI depending on rate design, energy costs and other market factors.
Demand-based rate designs are ubiquitous for mid- to large-size C&I ratepayers as part of longstanding principals of good rate design, which attempts to marry energy costs with cost causation. Peak demand from larger ratepayers becomes a principal cause of capitalized and acquired peaking power, generally the costliest power of typical utilities. Demand rates charge larger customers more for their high peaking electricity requirements. For the C&I ratepayer, the demand components of their bill often exceed 50 percent of total electricity costs.
While demand and usage rate components combine to arrive at total cost of electricity, net metering policy does not apply an analogous “demand + usage credit.” In fact, with few exceptions, such as in Vermont, net metering applied to demand-based ratepayers applies only to the usage portion of the ratepayer’s total cost of electricity. Because of this mismatch, it is a solar industry best practice to project little to any solar impact to reduce C&I peak demand charges.
Storage companies like Stem and Greensmith are emerging to dispatch and manage storage at C&I and utility levels — with many customer benefits, including peak demand reduction. Massive utility-scale storage is being deployed, while commercial behind-the-meter storage is also experiencing dramatic growth as reported by the Smart Electric Power Alliance. Of the cumulative 94 MW of C&I storage to date, 50 MW was deployed during 2016 and mostly in California.
Companies like Enbala working with ABB, plus Siemens, GE and others are developing systems for management of DERs for both utilities and commercial behind-the-meter customers. These companies are the pioneers of the important third wave of development, the aggregation of these resources.
Communication and smart software is what turns those storage or storage + solar resources into true DERs. Now those resources have real tangible benefits to the central utility in managing peaking plant, volt/var, and other grid operational requirements. And for those companies that develop parallel systems to aggregate and manage these disperse DERs, they can pool energy and electricity benefits and in-turn profit by making certain services available to the utility, including spinning electricity, stored electricity and other grid benefits.
Lead image credit: depositphotos.com

A Brief History of Utility-Scale Energy Storage

A Brief History of Utility-Scale Energy Storage

Five years ago, a mere 0.34 GW of energy storage could be found globally. Fast forward and the market is expecting 6 GW to be installed in 2017 alone. Globally, analysts expect the energy storage market to grow 47 percent in 2017 over 2016 installations. Most of these deployments will be utility-scale projects, while other markets are also showing significant growth. Best practices from recent storage projects are revealing ways to shorten project timelines, reduce costs and effectively deploy electrical energy storage systems.
5-MW Utility-Scale Demonstration Was First of its Kind
In October 2012, a 5-MW/1.25-MWh energy storage system, part of a broader U.S. Department of Energy Smart Grid Demonstration project, was commissioned for Portand General Electric (PGE). This early energy storage system was integrated with an existing distribution feeder and utility-dispatched distribution generation, to form a high-reliability zone. The system was an industry-first; it used lithium-ion battery technology in a large, utility-scale application that could operate connected to the traditional utility supply or as an island in voltage forming mode, allowing the generation on the feeder to connect to it.
When connected to the substation, through intelligent power management, the energy storage system can store or release energy depending on energy market conditions to optimize lower cost generation resources. The system can also prioritize renewable generation over fossil fuel plants, ensuring that the utility makes the best use of renewable energy that is already available.
Amsterdam ArenA partnered with The Mobility House, Nissan and Eaton to provide back-up power from second-life Nissan LEAF batteries. Credit: Eaton.
The integrated control system operates the energy storage system in a variety of modes interfacing with inverters, power meters, the battery management system and the utility’s upstream system controls. This control system with closed-loop controls coordinates the operation of the inverters and balances states of charge among the forty battery blocks. In the event of an upstream outage, the control system, combined with custom inverter programming, provides seamless support for loads. The system also allows the operator to request that the batteries be equalized in charge and enables the storage system to respond to real and reactive power commands from the utility, helping the utility test its smart-grid control algorithms.
The intelligent energy storage system along with the dispatchable generators create a high-reliability feeder, which can detect faults and island the medium voltage feeder, helping to improve service reliability. Inside the high-reliability zone, a 2.5-mile smart feeder system provides reliable power for residential, commercial and light industrial customers. Additionally, the energy storage system has sufficient capacity to support the microgrid for several minutes, creating a backup power supply.
In 2012, this system was at the forefront of smart grid technologies that are helping build the intelligent DERs of today while continuing to deliver value for the utility’s customers.
Today: Fast-tracking Energy Storage in Southern California
In Southern California, energy storage systems from two different developers totaling about 39.5 MW were built in late 2016 to provide critical grid support and capacity services. The first, a 2-MW/8-MWh project in Irvine was part of the Southern California Edison 2016 Aliso Canyon Energy Storage Resources Adequacy (RA) Only solicitation.
The second 30-MW/120-MWh system was built in Escondido with a third, 7.5-MW installation in El Cajon.
All three systems were built in response to the CPUC’s order to Southern California investor-owned utilities to fast-track energy storage in order to provide better regional energy reliability.
The lithium-ion battery projects are balancing renewable generation so that local stored energy resources can be tapped based on regional electrical demand. The projects are installed in areas to help mitigate the threat of electricity service interruptions to critical load areas.
The systems were developed, manufactured, installed and commissioned in about six months, thanks to the developers, local utilities and municipalities helping expedite permits and grid interconnection. The projects used both small and large central storage inverters. All three projects utilized Eaton grid connection switchgear and medium voltage transformers.
Tomorrow: Amsterdam ArenA To Use Recycled Batteries
In November 2016, the Amsterdam ArenA signed a ten-year contract with The Mobility House, Nissan and Eaton to provide back-up power from a mix of second-life and new batteries. This system will be used for a host of purposes, including: to provide back-up power services to the arena; to enable the arena to power the surrounding neighborhood in the case of a grid outage; to function as an emergency power supply, capture peaks in energy demand and support grid stability through frequency regulation, load shifting and PV usage optimization.
 An operational microgrid at Eaton’s Power Systems Experience Center near Pittsburgh, Pennsylvania includes the Power Xpert Energy Optimizer controller. Credit: Eaton.

Approximately one third of the batteries used on the project will be repurposed from previously used EVs. Once complete, the 3-MW/2.8-MWh system will be the largest energy storage system powered in part by second-life batteries used by a commercial business in Europe.
The xStorage Building System used by the Amsterdam ArenA efficiently stores and distributes energy when it is needed and supports frequency regulation, peak shaving and battery-backup for events. The system powers four on-site electrical distribution feeders and utility connected transformers. Shipments of the energy storage system are expected to start in late 2017.
Storage Is Growing
Whether replacing a critical fuel source or acting like an on-demand power plant - residential, commercial and industrial customers are all taking advantage of the massive benefits provided by utility-scale energy storage systems.
These electrical solutions are now proven in projects of large scope, and are providing a model for utilities around the world to optimize the use of renewable energy.
John Vernacchia is a segment manager for renewables at Eaton.
Beyond The Battery: Energy Storage System Components
Regardless of the battery technology used, the electrical system supporting large-scale energy storage projects looks largely the same; grid-tied power conversion systems, electrical balance of system equipment to connect to the utility grid or facility and the controller that intelligently manages it.
Inverters play a crucial role in storage projects and provide the direct interface with the batteries. The inverter charges and discharges the batteries and also provides the expected grid regulation functions, complying with appropriate power quality requirements and supporting the grid during abnormal conditions with high, low and frequency ride-through functions.
Much like in solar PV plants, large-scale storage projects use either large central inverters or rely on many smaller inverters. Typically, large storage inverters range from 500 to 2500 kW, are mounted on a concrete pad or skid and are rated for the outdoors. Smaller storage inverters range from 50 to 250 kW, are rated for the indoors and installed on the floor or a rack.
The electrical solutions supporting energy storage include everything from the AC and DC switching and protection to medium-voltage transformers to step up voltage to the utility level. Typically, the utility dictates the requirements for switchgear and metering.
An energy storage system controller is the interface between the battery management system (BMS) and the utility or building control system and supports specific application requirements like frequency regulation, renewable firming, load shifting, or demands made to the system.
Best practices for energy storage control systems dictate that they are modular and scalable when designed for large-scale, utility applications. Modularity is important so that the system has the flexibility to expand its control to other forms of DERs. The controller for the energy storage system typically needs the ability to operate in both grid-connected and islanded modes. - JV

Heckert Solar sieht keine allgemeine Modulknappheit

Heckert Solar sieht keine allgemeine Modulknappheit


pv magazine: Es gibt Einschätzungen von Analysten, dass die Lage auf dem Modulmarkt angespannt ist und Markenmodule flächendeckend ausverkauft sind. Teilen Sie diese Einschätzung?
Michael Bönisch (Foto): Von einer allgemeinen Modulknappheit zu sprechen wäre falsch. Die aktuellen Lieferzeiten bei Standardmodulen sehen wir als unkritisch an.
Wie lange müssen ihre Kunden auf die Module warten?
Je nach Modultyp und Menge zwischen 0 bis 6 Wochen
Gibt es Unterschiede, wenn die Lieferungen innerhalb Deutschlands oder ins Ausland erfolgen?
Nein.
Wie haben sich die Modulpreise in den vergangenen Monaten entwickelt?
Wir haben letzte Woche die Preise für Neuaufträge gesenkt.
Wie sieht die momentane Auftragslage bei Heckert Solar aus?
Wir sind mit der Auslastung zufrieden, allerdings können wir auch nicht 100 Prozent unserer Kapazität auslasten.
Heckert Solar setzt aber nicht mehr nur auf Module. Was bieten Sie noch an?
Wechselrichter und Photovoltaik-Speichersysteme von renommierten Herstellern wie SMA, Kostal, Fronius, Solaredge, Mercedes-Benz, Varta, Fenecon/BYD, Hoppecke. Ein umfangreiches Angebot an PV-Systemtechnik rundet das Portfolio ab. So dass alle Systemkomponenten vom Solarmodul bis zum Kabelclip direkt von Heckert Solar bezogen werden können. Wir verstehen uns sozusagen als Großhändler mit eigener Modulproduktion.
Wie sieht der Vertrieb bei Heckert Solar aus?
im Prinzip zweistufig. Der Installateur steht im Focus, welchen wir über unseren Außendienst betreuen. Aktuell kaufen 1200 Kunden bei uns, hier wollen wir auch weiter ausbauen. Zur Intersolar haben wir sehr erfolgreich ein Online-Ordersystem eingeführt.
Welche Vorteile bringt ein Online-Bestellsystem?
Die Kunden bekommen so immer die aktuellsten Preise. Auch Rabattaktionen sind schnell sichtbar. Sie können ihre Bestellungen jederzeit machen, auch direkt von der Baustelle aus. Insgesamt haben wir in dem Online-Portal mehr als 300 Produkte zur Auswahl und dazu die Links zu Datenblättern, Herstellerinformationen, Garantien und vielem mehr.