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Donnerstag, 31. März 2016

New harmonized test protocols for PEM fuel cells in hydrogen vehicles


ENERGY TECH
New harmonized test protocols for PEM fuel cells in hydrogen vehicles by Staff Writers Munich, Germany (SPX) Mar 30, 2016


File image.
A lack of standards for testing polymer electrolyte membrane (PEM) fuel cells - the most attractive type of fuel cells for powering vehicles - has hampered objective comparative assessment of their performance and durability under operating conditions and hence of their technological progress. By proposing a test methodology including a set of representative operating conditions and getting European industry and research stakeholders to agree on it, the JRC has helped fill the gap.
The resulting harmonised test protocols allow the evaluation of the performance and durability of PEM fuel cells by focusing on the membrane-electrode assemblies (MEA), which constitute the heart of a fuel cell.
Fuel cells generate electricity by combining hydrogen fuel and an oxidant (oxygen or air) electrochemically in a more energy-efficient and environment-friendly way than today's modern combustion-based power technologies.
However, technological progress to enhance performance and durability and reduce costs is still required. Among all fuel cell types the polymer electrolyte membrane (PEM) fuel cells are the most promising for powering vehicles due to their high energy density, low operating temperature and high efficiency.
The protocols, described in a recent JRC report, were established through a sustained cooperation with industry and research organisations participating in R and I projects for automotive applications, funded by the European Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking (FCH-JU). The latter is an industry-led public private partnership (PPP) supporting the technological development of fuel cell and hydrogen energy technologies in Europe.
The report specifies reference operating conditions and boundaries within which a cell is expected to operate. The harmonised test methodology enables investigating the influence of individual operating parameters on MEA performance, including when subjected to more challenging boundary conditions also called "stressor conditions".
The latter cover load cycling, mechanical effects, fuel and air contaminants (impurities) and environmental conditions.
The use of the protocols will facilitate a factual assessment of the technology status achieved by the relevant FCH-JU funded projects, thereby allowing improved target-setting, monitoring of progress, and evaluating the return-on-investment of public funding of R and I activities on automotive fuel cells.
The US Department of Energy (DoE) Fuel Cell Technology Office and Asian car component manufacturers have expressed interest for the protocols.

New method to make batteries with organic electrode materials


ENERGY TECH
New method to make batteries with organic electrode materials by Staff Writers Espoo, Finland (SPX) Mar 30, 2016


Researchers tested the material on coin cells. Image courtesy Mikko Raskinen and Aalto University. For a larger version of this image please go here.
With people wanting to use smaller electronic devices, smaller energy storage systems are needed. Researchers of Aalto University in Finland have demonstrated the fabrication of electrochemically active organic lithium electrode thin films, which help make microbatteries more efficient than before.
Researchers used a combined atomic/molecular layer deposition (ALD/MLD) technique, to prepare lithium terephthalate, a recently found anode material for a lithium-ion battery.
When microbatteries are manufatured, the key challenge is to make them able to store large amounts of energy in a small space. One way to improve the energy density is to manufacure the batteries based on three-dimensional microstructured architectures.
This may increase the effective surface inside a battery- even dozens of times. However, the production of materials fit for these has proven to be very difficult.
ALD is a great method for making battery materials fit for 3D microstructured architectures. Our method shows it is possible to even produce organic electrode materials by using ALD, which increases the opportunities to manufacture efficient microbatteries, says doctoral candidate Mikko Nisula from Aalto University.
The researchers' deposition process for Li-terephthalate is shown to comply well with the basic principles of ALD-type growth, including the sequential self-saturated surface reactions, which is a necessity when aiming at micro-lithium-ion devices with three-dimensional architectures.
The as-deposited films are found to be crystalline across the deposition temperature range of 200-280C, which is a trait that is highly desired for an electrode material, but rather unusual for hybrid organic-inorganic thin films. An excellent rate capability is ascertained for the Li-terephthalate films, with no conductive additives required.
The electrode performance can be further enhanced by depositing a thin protective LiPON solid-state electrolyte layer on top of Li-terephthalate. This yields highly stable structures with a capacity retention of over 97% after 200 charge/discharge cycles at 3.2 C.
The study about the method has now been published in the latest edition of Nano Letters.

Abkehr von fossiler Energie und mehr Steuergerechtigkeit

Abkehr von fossiler Energie und mehr Steuergerechtigkeit

Kohleverstromung / Foto: HB
Kohleverstromung / Foto: HB

WIFO-Leiter Aiginger beim ÖGB-Bundesvorstand

(WK-intern) – Das Forschungsnetzwerk „Welfare, Wealth and Work for Europe – WWWforEurope“ hat im Auftrag der EU-Kommission seit 2012 über wirtschaftspolitische Maßnahmen für Europa nachgedacht.

Das Ergebnis präsentierte WIFO-Chef Karl Aiginger heute, Mittwoch, im Rahmen des ÖGB-Bundevorstands.

Um Wachstum zu schaffen, müssten „die Belastung des Faktors Arbeit durch Steuern und Abgaben, die derzeit 20 Prozent des BIP ausmachen, halbiert werden“. Die Steuern auf Grundvermögen, Erbschaften und Finanztransaktionen sollten um 2,5 Prozent steigen, die Umwelt-Abgaben um 2,4 Prozent, Steuern auf Alkohol und Tabak um 1,5 Prozent. Auch fossile Energieträger müssten höher besteuert werden. Damit würden die Beschäftigung um fünf Prozent steigen und die Emissionen um 60 Prozent sinken, rechnet Aiginger vor. Es ist nicht sinnvoll, dass der Faktor Arbeit am höchsten belastet wird, wenn die Arbeitslosigkeit hoch ist und Beschäftigung steigen sollte.
Ideen für Europa
Aiginger nennt drei gleichrangige Ziele für ein modernes und wettbewerbsfähiges Europa:
  • Ökonomische Dynamik: Einkommenswachstum, besonders unter dem Medianeinkommen, Material- und Energieverbauch sollten sinken.
  • Soziale Integration: Arbeitslosigkeit halbieren, vor allem Jugendarbeitslosigkeit. Ungleichheiten verringern. Risiken sollten durch Ausbildung und soziale Investitionen reduziert werden.
  • Ökologische Nachhaltigkeit: minus 80 Prozent bei fossilen Brennstoffen. Fahrzeuge und Bauten sollen langfristig keine mehr fossile Energie benötigen.
Brauchen Energiewende
Wichtige Ziele für eine zukunftsfähige EU seien Strukturerneuerung, soziale Mobilität, Kampf gegen Arbeitslosigkeit, gerechtere Einkommens- und Vermögensverteilung und höhere Chancengleichheit, insbesondere für Frauen. Außerdem müssten der Einsatz von fossilen Energien und die Emissionen gesenkt werden. „Die Subventionen für fossile Energie sind wesentlich höher als für erneuerbare Energie“, kritisierte Aiginger. Eine Verdoppelung oder Verdreifachung der Energiepreise würde auf breite Ablehnung stoßen und wäre als Einzelmaßnahme auch nicht sinnvoll, da vor allem Menschen mit Niedrigeinkommen und energieintensive Branchen betroffen wären. Aiginger schlägt daher höhere Energiekosten in Kombination mit Entlastung des Faktors Arbeit und mit Förderung von Qualifikation und Forschung vor. Dadurch würden alle 3 Ziele gleichzeitig erreicht werden.
Wachstum durch Senkung von Arbeitskosten
„Das Wachstum in vergangenem Ausmaß wird nicht zurückkehren. Auch die Verschuldung soll sinken, aber nicht zu schnell und nicht undifferenziert. Es kommt darauf an, wo man spart. Der Privatsektor ist ein Nettogläubiger geworden. Es gibt zu wenig Optimismus, daher werden Gewinne zum Ankauf Unternehmen verwendet. Investition in die höhere Energieeffizienz und Verringerung des Einsatzes fossiler Brennstoffe wären große Investitions- und Exportchancen“, betont der Experte.
PM: ÖGB

Bundesregierung verantwortlich für den Einbruch der Erneuerbaren Energien

Bundesregierung verantwortlich für den Einbruch der Erneuerbaren Energien

29. März 2016 | Hans-Josef Fell, EWG-Präsident und Mitautor des EEG 2000
Hans-Josef Fell, EWG-Präsident und Mitautor des EEG 2000

Foto: www.hans-josef-fell.de

In Deutschland haben sich die Investitionen in Erneuerbare Energien in 2015 gegenüber 2014 fast halbiert. Ganz im Gegensatz zum Welttrend: Auch 2015 haben sich die Investitionen in Erneuerbare Energien gesteigert. So lautet das Ergebnis einer Studie der Frankfurt School of Finance & Managment für das UNO Umweltprogramm UNEP. (http://unep.org/newscentre/Default.aspx?DocumentID=27068&ArticleID=36112&l=en)

Die Regierung Merkel/Gabriel mit ihrem dafür zuständigen Staatssekretär Rainer Baake hat also „ganze Arbeit“ geleistet. Mit ihrer EEG-Novelle 2014 hat Sie die Investitionen in Erneuerbare Energien in weiten Teilen erstickt. Vor allem den Ausbau der Solar- und Bioenergien, Wasserkraft, Geothermie, und die privaten bürgerlichen Investitionen haben sie massiv reduziert oder gar weitgehend zum Erliegen gebracht. Es war immer klar, dass es so kommen wird. Doch sie haben an ihrer Vernichtungsagenda erbarmungslos festgehalten.

Dennoch sprechen Gabriel und sein Staatsekretär Baake gerne von der Vorreiterfunktion Deutschlands und brüsten sich mit den Erfolgen der früheren rot-grünen Arbeit. So sagte Wirtschaftsminister Gabriel jüngst auf dem Berliner Energy Transition Dialog 2016: "Die Energiewende ist eines unserer zentralen Zukunftsprojekte. Wir wollen zeigen, dass eine nachhaltige Energiepolitik ökologisch und ökonomisch sinnvoll ist. Wir haben in den vergangenen Jahren einiges erreicht“.
http://bmwi.de/DE/Presse/pressemitteilungen,did=757932.html

Gabriel täuscht die Öffentlichkeit in Deutschland und weltweit über seine wahren Absichten und Handlungen. Die nackten Zahlen der Frankfurt School of Finance belegen, dass Gabriel sogar das Gegenteil einer nachhaltigen Energiepolitik betrieben hat. Mit seiner EEG-Novelle 2016 will er ab 2017 nachlegen und auch die Investition in die einzige noch blühende Erneuerbare Energien Branche in Deutschland, die Windkraft, mehr als halbieren. Auch weiterhin macht überhaupt keine Vorschläge, die darniederliegenden restlichen Bereiche der Erneuerbaren Energien zu beleben.

Es wird zunehmend unverständlicher, wie ruhig und ohne Widerspruch viele Unternehmen der Erneuerbaren Energien diese für sie existenzgefährdende Politik hinnehmen. Viele sponsern sogar noch die Veranstaltungen der Bundesregierung, womit sie Gabriel und Co. für die großen Medien ein Podium ermöglichen, ihr Handeln zu verschleiern und mit schönen Worten pro Erneuerbaren Energien die Öffentlichkeit über ihr wahres Handeln zu täuschen.

Auch viele Medien beleuchten nicht, was in Deutschland wirklich vor sich geht. Arbeitsplatzverluste und Insolvenzen sind nur dann ein Thema, wenn es um die Kohlewirtschaft geht, aber nicht bei Insolvenzen der Solar- oder Bioenergiebranche. Dass der Atomausstieg in Gefahr ist und Klimaschutz nicht mehr stattfindet, kümmert leider kaum einen Kommentator der großen Medien, die die heutigen Meinungsbildner sind. Anderslautende Meinungen, Erfahrungen und Wahrheiten passen nicht in das Bild. So hatte erst kürzlich „Die Zeit“ es abgelehnt, meinen Leserbrief zu Rainer Baakes Klimaschutzbeitrag zu veröffentlichen. (http://www.hans-josef-fell.de/content/index.php/presse-mainmenu-49/schlagzeilen-mainmenu-73/955-leserbrief-zu-rainer-baakes-klimaschutzbeitrag-in-die-zeit-vom-17-3-2016).
--- Der Autor Hans-Josef Fell saß für die Grünen von 1998 bis 2013 im Deutschen Bundestag. Der Energieexperte war im Jahr 2000 Mitautor des EEG. Nun ist er Präsident der Energy Watch Group (EWG). Mehr zu seiner Arbeit finden Sie unter www.hans-josef-fell.de. ---

SMA nach Transformation zurück in der Gewinnzone

SMA Modulwechselrichter
SMA ist mittlerweile mehr als ein reiner Hersteller von Photovoltaik-Wechselrichtern.
Foto: SMA Solar Technology AG

SMA nach Transformation zurück in der Gewinnzone

30. März 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der Hersteller von Photovoltaik-Wechselrichtern kratzte 2015 wieder an der Milliardengrenze beim Umsatz. Nach verlustreichen Jahren kehrte SMA zudem in die Gewinnzone zurück. Dabei hat sich der Wechselrichter-Hersteller mittlerweile zum Systemtechnik-Anbieter gemausert.

Die SMA Solar Technology AG erreichte im abgelaufenen Geschäftsjahr einen Umsatz von 999,6 Millionen Euro. Die sei eine Steigerung um 24 Prozent gegenüber 2014, teilte der Photovoltaik-Wechselrichterhersteller am Mittwoch bei der Vorlage seines Geschäftsberichts mit. Dabei habe SMA Photovoltaik-Wechselrichter mit einem Gesamtvolumen von 7,3 Gigawatt verkauft, was einem Zuwachs von 43,7 Prozent gegenüber 2014 darstellt. Der Umsatz sei wesentlich durch das Segment Photovoltaik-Kraftwerke getragen. Gleichzeitig hätten aber auch die Bereiche private und gewerbliche Photovoltaik-Anlagen sowie das Servicegeschäft einen Umsatzzuwachs verzeichnen können. Dabei habe SMA seinen Auslandsanteil um neun Prozent auf 87,3 Prozent erhöhen können, wobei der Hersteller vor allem in Nordamerika, Großbritannien, Japan und Australien gut positioniert sei.

Auch bei seinen Ergebnissen konnte SMA deutliche Verbesserungen verzeichnen. Das operative Ergebnis vor Abschreibungen, Zinsen und Steuern (EBITDA) habe sich binnen Jahresfrist von -58,4 auf 113,3 Millionen Euro deutlich verbessert. Das operative Ergebnis vor Zinsen und Steuern (EBIT) zeigte sich dem Unternehmen zufolge mit 34,3 Millionen Euro ebenfalls deutlich verbessert gegenüber 2014, als der Verlust bei –164,9 Millionen Euro lag. „Insgesamt hat SMA deutlich schneller als ursprünglich geplant auf den Weg zur nachhaltigen Profitabilität zurückgefunden“, hieß es dazu. Zudem habe sich der Brutto-Cashflow um knapp 100 Millionen Euro verbessert und dies trotz der Abfindungszahlungen, die SMA wegen des Abbaus von insgesamt 1400 Vollzeitstellen im Zuge der Restrukturierung leistete.

SMA hat nach eigenen Aussagen die Transformation nun abgeschlossen. „Heute können wir mit einem deutlich geringeren Umsatz bereits Gewinne erwirtschaften. Damit haben wir mehr geliefert als wir versprochen haben, und das in einer Zeit des größten Konzernumbaus in der Unternehmensgeschichte“, erklärte SMA-Vorstandssprecher Pierre-Pascal Urbon. SMA konzentriert sich mittlerweile nicht mehr rein auf die Herstellung von Photovoltaik-Wechselrichtern. „Die in den letzten Monaten geschlossenen Kooperationen mit Tesla, Daimler und dem Übertragungsnetzbetreiber Tennet zeigen den Weg in die Zukunft. Als Weltmarktführer für Photovoltaik-Systemtechnik sind wir ein integraler Bestandteil der zukünftigen Energiewirtschaft“, so Urbon weiter.

SMA-Vorstand bestätigt Prognose für 2016

Bei der Vorlage des Geschäftsberichts bekräftigte der SMA-Vorstand auch nochmal die Umsatz und Ergebnisprognose für das laufende Jahr. So werde ein Umsatz zwischen 950 und 1050 Millionen Euro bei einem weiter verbesserten EBIT-Ergebnis zwischen 80 und 120 Millionen Euro erwartet. Im ersten Quartal rechne SMA mit einem Umsatz zwischen 235 und 240 Millionen Euro, was leicht über dem Vorjahreszeitraum liegen würde. Das EBIT-Ergebnisse solle dabei 23 bis 27 Millionen Euro erreichen. Im ersten Quartal 2015 musste SMA noch einen Verlust von -5,4 Millionen Euro hinnehmen. (Sandra Enkhardt)

Neuer chinesischer Partner sorgt für viel Zuversicht bei Manz

Dünnschicht-Technologie von Manz
Manz will sich beim Solargeschäft auf die Weiterentwicklung und Kommerzialisierung der CIGS-Technologie konzentrieren.
Foto: Manz

Neuer chinesischer Partner sorgt für viel Zuversicht bei Manz

30. März 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Mit der Beteiligung von Shanghai Electric soll es für den Reutlinger Anlagenbauer wieder bergauf gehen. Im Solargeschäft will sich Manz auf der Weiterentwicklung und Kommerzialisierung der CIGS-Technologie konzentrieren.

Die Manz AG hat im Geschäftsjahr 2015 einen Umsatz von 222 Millionen Euro erreicht und dabei einen EBIT-Verlust von -58,2 Millionen Euro verbucht. Die Zahlen seien durch Auftragsstornierungen und –verschiebungen in den Geschäftsbereichen Electronics und Energy Storage in Höhe von rund 140 Millionen Euro belastet, teilte der Reutlinger Anlagenbauer am Mittwoch mit. Der Umsatz habe zwar leicht über den Erwartungen gelegen, dennoch zugleich unter dem Vorjahresniveau von 305,9 Millionen Euro. 2015 habe sich der Anteil der Solarsparte am Umsatz mit 9,4 Prozent mehr als verdoppelt. Mit rund 39,5 Prozent fiel der Beitrag des Geschäftsbereichs Electronics signifikant, war aber immer noch die größte Sparte. Signifikant gesteigert habe sich der Betrag der Energiespeichersparte, die nun knapp ein Drittel des Umsatzes beisteuerte.

Das Ergebnis vor Abschreibungen, Zinsen und Steuern (EBITDA) habe sich im Geschäftsjahr 2015 auf -41,9 Millionen Euro belaufen – 2014 stand dort noch ein Plus von 13,9 Millionen Euro. Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (EBIT) sei mit -58,2 Millionen Euro nochmals deutlich negativer als 2014 mit -32,8 Millionen Euro ausgefallen. Ursprünglich war Manz zu Jahresbeginn 2015 von einem Wachstum ausgegangen und hatte seine Strukturen und Kapazitäten expansiv ausgerichtet. Dieser erhöhten Kostenbasis bei deutlich weniger Umsatz sei auch der hohe operative Verlust geschuldet. Mittlerweile seien Restrukturierungsmaßnahmen eingeleitet worden, um der negativen Ergebnisentwicklung gegenzusteuern. Außerdem sei mit Shanghai Electric ein strategischer Partner gefunden worden, der sich an Manz beteiligen werde.

Im ersten Halbjahr werde es für den geplanten Einstieg des größten Herstellers von Kraftwerken zur Stromerzeugung in China voraussichtlich eine Kapitalerhöhung um rund 43 Prozent des aktuellen Grundkapitals geben. Vorstand und Aufsichtsrat von Manz hätten dieser Maßnahme bereits zugestimmt. „Mit Shanghai Electric haben wir einen Partner mit langfristig angelegten Interessen gefunden. Das belegt nicht zuletzt die angestrebte Beteiligungshöhe von rund 30 Prozent“, erklärte Vorstandschef und Gründer Dieter Manz. Shanghai Electric werde „als finanzstarker Ankerinvestor“ gemeinsam mit ihm als Großaktionär für zusätzliche Stabilität im Unternehmen sorgen. Derzeit würden noch behördliche Genehmigungen für die Beteiligung eingeholt.

Mit dem neuen Partner erhofft sich Manz einen verbesserten Marktzugang in China, der kurzfristig signifikante Entwicklungsmöglichkeiten in allen strategischen Geschäftsbereichen schaffen könnte. Nicht zuletzt daher habe sich Manz auch für die Fortführung seiner Solarsparte entschieden. Der Fokus werde dabei künftig auf der Weiterentwicklung und Kommerzialisierung der CIGS-Technologie liegen. Für das laufende Jahr werde insgesamt eine deutliche Steigerung des Umsatzes erwartet sowie ein signifikant verbessertes EBIT-Ergebnis. Das EBITDA-Ergebnis solle in diesem Jahr zumindest ausgeglichen ausfallen, hieß es weiter. (Sandra Enkhardt)

Phoenix Solar erwartet positives Betriebsergebnis für 2016

Techniker in Solarpark ovn Phoenix Solar

Foto: Phoenix Solar

Phoenix Solar erwartet positives Betriebsergebnis für 2016

30. März 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Trotz deutlicher Steigerungen im Umsatz und Absatz bleibt das operative Ergebnis der Phoenix Solar AG im Jahr 2015 negativ. Zulegen konnte das Unternehmen vor allem in den USA und im Segment der Photovoltaik-Kraftwerke. Für 2016 erwartet Phoenix ein weiteres deutliches Umsatz- und Ergebniswachstum, damit soll auch das Betriebsergebnis für das Gesamtjahr endlich wieder positiv werden.

Das EPC-Unternehmen und Photovoltaik-Systemhaus Phonix Solar meldet für das Jahr 2015 deutlich verbesserte Geschäftszahlen im Vergleich zum Vorjahr. Den Umsatz konnte das Unternehmen mehr als verdreifachen, von 33,8 auf 119,4 Millionen Euro. Gleiches gilt für den Absatz an Photovoltaik-Anlagen und -Modulen, der sich von 28,9 auf 98,7 Megawattpeak steigerte.
Das operative Betriebsergebnis blieb im Jahr 2015 weiterhin im Minus, allerdings fällt der Fehlbetrag geringer aus als im Vorjahr. Das EBIT lag 2015 bei minus 1,6 Millionen Euro, im Jahr 2014 betrug es noch minus 4,6 Millionen Euro. Das Finanzergebnis verbesserte sich ebenfalls leicht, von minus 5,1 Millionen Euro im Jahr 2014 auf minus 4,4 Millionen Euro im Jahr 2015. Für das vierte Quartal 2015 gibt Phoenix an, erstmals wieder einen Überschuss erwirtschaftet zu haben.
Das umsatzstärkste Segment der Phoenix Solar AG war im Jahr 2015 das der PV-Kraftwerke. Dieses machte 95 Prozent der Umsätze aus (2014: 41,7 Prozent). Zur umsatzstärksten Region wurden die USA mit 82,1 Prozent des Umsatzes. Im Vorjahr hatte das Unternehmen nur 20,8 Prozent der Umsätze in den USA erwirtschaftet. Der Umsatz in der Asia/Pacific-Region ging 2015 wieder zurück auf 7,3 Prozent im Vergleich zum Vorjahr von 29,8 Prozent. Im Nahen Osten steigerte Phoenix den Umsatz auf 7,0 Prozent im Vergleich zu 2,5 Prozent im Vorjahr.
Ende des Jahres 2015 beschäftigte Phoenix Solar insgesamt 79 Mitarbeiter. Der Personalaufwand, also die  Summe der Löhne und Gehälter sowie Sozialabgaben, Altersvorsorge und Unterstützung, betrug 7,6 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte Phoenix noch 110 Mitarbeiter beschäftigt. Den Rückgang begründet das Unternehmen mit Restrukturierungsmaßnahmen und Effizienzsteigerungen.
Positive Erwartungen für das Jahr 2016
Für das laufende Jahr geht Phoenix davon aus, das deutliche Umsatz- und Ergebniswachstum fortsetzen zu können. Der Umsatz soll demnach zwischen 180 und 210 Millionen Euro liegen. Der Absatz soll 150 bis 175 Megawattpeak erreichen. Auch ein positives operatives Betriebsergebnis sei möglich. Dieses soll den Erwartungen des Unternehmens zufolge zwischen zwei und vier Millionen Euro liegen.
Die weltweite Projektpipeline will Phoenix vor allem in den drei Hauptregionen USA, Asia/Pacific und Middle East weiter ausbauen. Zugleich sollen aber auch neue Märkte betrachtet werden, sagt der Phoenix-Vorstandsvorsitzende Tim Ryan. „Unsere wichtigste Aufgabe bleibt es, im Interesse unserer Betreiber und Investoren hochwertige, kommerziell genutzte Photovoltaikanlagen termin- und budgetgerecht zu planen und zu errichten. So erwartet Ryan, dass Phoenix Solar weiter Marktanteile gewinnen und ein nachhaltiges, profitables Wachstum erreichen könne. (Mirco Sieg)

Foxconn kann Sharp für 3,5 Milliarden US-Dollar übernehmen

Foxconn-Fabrik in Tschechien
Foxconn wird neuer Mehrheitseigner von Sharp
Foto: Nadkachna/wikimedia

Foxconn kann Sharp für 3,5 Milliarden US-Dollar übernehmen

30. März 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der Einstieg des taiwanesischen Apple-Zulieferers bei Sharp scheint nun endgültig entschieden. Die Aufsichtsräte haben zugestimmt, dass Foxconn einen Zwei-Drittel-Anteil des verlustgeplagten japanischen Elektronikkonzerns übernehmen kann. Das ursprüngliche Angebot wurde dabei nochmal deutlich gedrückt.

Nach verschiedenen Medienberichten haben die Aufsichtsräte von Foxconn und Sharp nun den Milliarden-Deal abgesegnet. Zuvor habe Hon Hai Precision Industry Co., so der offizielle Name des taiwanesischen Apple-Zulieferers, das Angebot um fast 900 Millionen US-Dollar drücken können, meldet die Nachrichtenagentur Reuters. Nun werde Foxconn für etwa 3,5 Milliarden US-Dollar einen Anteil von zwei Drittel an Sharp übernehmen, wie beide Unternehmen bestätigten. Der taiwanesische Hersteller werde die Sharp-Anteile für 88 Yen je Aktie erwerben. Reuters zufolge ein Nachlass von 35 Prozent bezogen auf den Schlusskurs der Aktien am Mittwoch. Der endgültige Übernahmevertrag soll nun am Samstag unterzeichnet werden.

Die Vereinbarung stellt die größte Übernahme eines japanischen Elektronik-Unternehmens durch einen ausländischen Konzern dar. Sharp hatte einen Investor gesucht, da es derzeit unter hohen Verlusten. Für das am Donnerstag zu Ende gehende Geschäftsjahr gehe der Hersteller von einem Verlust von etwa 1,5 Milliarden US-Dollar aus.

Anfang Februar hatte sich Foxconn mit seinem Angebot von damals 5,3 Milliarden Euro für die Übernahme von Sharp gegen den staatliche Fonds Innovation Network Corporation of Japan (INCJ) durchgesetzt, der ebenfalls einen Rettungsplan für Sharp vorlegte. Darin enthalten waren auch Pläne, Sharps Solarsparte mit dem japanischen Modulhersteller Solar Frontier zu fusionieren. Wie die Zukunft von Sharps Photovoltaik-Geschäft nach dem Einstieg von Foxconn aussieht, blieb zunächst unklar. Der taiwanesische Konzern hatte allerdings im Vorfeld zugesagt, die Arbeitsplätze bei Sharp erhalten zu wollen. (Sandra Enkhardt)

Verbesserter Redox-Flow-Speicher fürs Eigenheim entwickelt

ResiFlow-Speicher von Next Energy

Foto: Next Energy

Verbesserter Redox-Flow-Speicher fürs Eigenheim entwickelt

30. März 2016 | Topnews, Speicher und Netze, Forschung und Entwicklung
Mit einem neuartigen Dichtkonzept und einem neuen Verfahren zur Aktivierung der Elektrodenoberfläche sollen Vanadium-Redox-Flow-Speicher kleiner, leichter und effizienter werden, versprechen Forscher von Next Energy.

Wissenschaftlern des EWE-Forschungszentrums Next Energy  ist es nach eigenen Angaben gelungen, die Vanadium-Redox-Flow-Technologie für Heim-Batteriespeicher weiterzuentwickeln. Damit könne Solarstrom besonders kosteneffizient über längere Zeiträume gespeichert werden.
Grundlage für den neuen ResiFlow-Heimspeicher sei ein neuartiges Dichtkonzept. Dadurch werde die zentrale Wandlungseinheit stark vereinfacht, sagt Projektleiter Jan grosse Austing. Auch Abmaße und Gewicht des Systems könnten damit deutlich verringert werden. Eine weitere Neuerung sei ein patentiertes Verfahren zur Elektrodenaktivierung, das die Leistungsfähigkeit der Wandlungseinheit erhöhe. „Ein Kernelement der Redox-Flow-Batterie ist die Filzelektrode, sagt Austing. „Sie ist im unbehandelten Zustand hydrophob, was den Stofftransport zur Elektrodenoberfläche maßgeblich hemmt.“ Die Forscher hätten nun aber ein Plasmaverfahren entwickelt, das eine schnelle und kosteneffiziente Oberflächenbehandlung ermöglicht, die die Leistungsfähigkeit der Filze steigert.
Das ResiFlow-Forschungsprojekt ist auf eine Laufzeit von zwei Jahren angelegt. Parallel will das vierköpfige Gründungsteam die Unternehmensgründung aus dem Forschungsbetrieb heraus vorbereiten. Der Markteintritt werde daher bereits vorbereitet. Dabei sind unterschiedliche Speichergrößen für verschiedene Anwendungen sowohl in Privathaushalten als auch in Wohnquartieren mit Photovoltaik-Anlagen oder in landwirtschaftlichen Betrieben geplant. (Mirco Sieg)

Baywa re profitiert von Photovoltaik-Boom in Großbritannien vor Förderkürzung

Baywa re Solarpark in England
Baywa re hat sechs Solarparks mit 130 Megawatt in den vergangenen Monaten in Südengland und Wales ans Netz gebracht.
Foto: Baywa re

Baywa re profitiert von Photovoltaik-Boom in Großbritannien vor Förderkürzung

30. März 2016 | Märkte und Trends, Politik und Gesellschaft, Topnews
Zum 1. April läuft die attraktive Solarförderung für Photovoltaik-Kraftwerke auf der Insel aus. Rechtzeitig hat Baywa re nun noch sechs Solarparks mit insgesamt 130 Megawatt ans Netz gebracht. Derzeit plant das Münchner Unternehmen auch das erste Photovoltaik-Projekt in Asien um.

Baywa re hat sechs Solarparks mit insgesamt 130 Megawatt Leistung in den vergangenen sechs Monaten in Großbritannien schlüsselfertig installiert und ans Netz gebracht. Darunter befinde sich mit „Vinefarm“ ein 45 Megawatt Photovoltaik-Kraftwerk, das bislang größte, zusammenhängende Projekt des Unternehmens, teilte Baywa am Mittwoch mit. Alle Solarparks profitierten damit vom ROC 1.3-Programm (Renewables Obligation Certificates). Dieses läuft zum 1. April aus. Dann werden große Photovoltaik-Kraftwerke in Großbritannien nur noch mit geringen Einspeisetarifen gefördert.

Das Münchner Unternehmen betonte, dass es alle sechs Solarparks selbst finanziert habe. Nun liefen bereits Gespräche mit institionellen Anlegern über einen Verkauf der Photovoltaik-Anlagen. Baywa re habe die technische und kaufmännische Betriebsführung für die Solarparks übernommen. Damit betreue es Wind- und Solarparks mit einer Gesamtleistung von rund 440 Megawatt in Großbritannien. Auch nach der Kürzung der attraktiven Solarförderung wolle Baywa auf der Insel aktiv bleiben. Weitere Projekte befänden sich bereits in der Planungsphase. Zudem sei das Unternehmen am Erwerb von lokalen Projekten lokaler Entwickler mit weniger als fünf Megawatt Leistung in Großbritannien und besonders Nordirland interessiert, hieß es weiter.

Baywa re gab zugleich einen Ausblick auf seine internationalen Pläne. So liefen derzeit die Planungen für die Umsetzung eines ersten Photovoltaik-Projekts im asiatischen Raum, wie Baywa-Energievorstand Matthias Taft erklärte. Bislang lag der Fokus der Wind- und Solaraktivitäten vor allem auf Europa und den USA. (Sandra Enkhardt)

Statoil Launches Batwind: Battery Storage for Offshore Wind Energy

Statoil Launches Batwind: Battery Storage for Offshore Wind Energy

A new battery storage solution for offshore wind energy will be piloted in the world’s first floating wind farm, the Hywind pilot park off the coast of Peterhead in Aberdeenshire, Scotland.
Batwind will be developed in co-operation with Scottish universities and suppliers, under a new Memorandum of Understanding (MoU) signed in Edinburgh on 18 March between Statoil, the Scottish Government, the Offshore Renewable Energy (ORE) Catapult and Scottish Enterprise.
Battery storage has the potential to mitigate intermittency and optimize output. This can improve efficiency and lower costs for offshore wind. The pilot in Scotland will provide a technological and commercial foundation for the implementation of Batwind in full-scale offshore wind farms, opening new commercial opportunities in a growing market.
Statoil will install a 1 MWh Lithium battery-based storage pilot system in late 2018. This equals the battery capacity of more than 2 million iPhones.
The pilot will be part of Hywind Scotland, an innovative offshore wind park with five floating wind turbines located 25 km offshore Peterhead. The wind park is currently under construction and start of electricity production is expected in late 2017.
A structured program is now being established under the MoU to support and fund innovation in the battery storage area between Statoil and Scottish industry and academia. This program will be managed by ORE Catapult and Scottish Enterprise.
This article was originally published by PennEnergy and was republished with permission.

US Considers 800-MW Floating Wind Farm in California

US Considers 800-MW Floating Wind Farm in California

The U.S. Bureau of Ocean Energy Management is evaluating a proposal for the first offshore wind project in California.
The agency said Trident Winds LLC is qualified to develop its proposed 800-MW wind farm, and will now determine if other companies are interested in the lease area, according to a statement Monday. If so, BOEM will initiate a competitive bidding process for the site about 33 nautical miles northwest of Morro Bay. If not, it will move forward with a noncompetitive leasing process.
Trident submitted an unsolicited proposal in January, a sign of growing interest in harnessing wind energy in U.S. coastal waters. While offshore wind farms are common in Europe, they cost about twice as much to build as standard wind projects on land and have not yet caught on in the U.S.
“This offshore wind project proposal, the first of its kind, marks another important milestone,” David Hochschild, a commissioner of the California Energy Commission, said in the statement.
BOEM has awarded 11 commercial wind energy leases in federal waters off the Atlantic coast. The first U.S. offshore wind project began construction last year off the coast of Rhode Island, and is expected to be complete this year.
Trident’s proposal calls for about 100 floating turbines, each with 8 MW of capacity, off the central California coast. Jeff Bodington, president of Bodington & Co., is Trident’s financial adviser.
Copyright 2016 Bloomberg
Lead image: Morro Bay. Credit: Shutterstock.

US Government Approves 705-mile Clean Power Transmission Line

US Government Approves 705-mile Clean Power Transmission Line

A $2.5-billion transmission line carrying wind power to the U.S. Southeast is coming — whether state regulators there like it or not.
On Friday, the U.S. Energy Department used a decade-old statute to clear Clean Line Energy Partners LLC’s 705-mile (1,134-kilometer) power line for construction over any objections from the states involved.
The Energy Department’s approval of the line, proposed to carry 4,000 MW of power from the wind-rich Oklahoma panhandle through Arkansas and into Tennessee, marks the first time the 2005 statute has been used to bypass state approval and push through an interstate transmission project.
“Moving remote and plentiful power to areas where electricity is in high demand is essential for building the grid of the future,” Energy Secretary Ernest Moniz said in a statement. “Building modern transmission that delivers renewable energy to more homes and businesses will create jobs, cut carbon emissions, and enhance the reliability of our grid.”
The approval highlights a potential workaround for some U.S. transmission developers who have for years dealt with regulatory delays and roadblocks at the state level while trying to site new power lines. The statute gave the Energy Department authority to clear interstate projects co-sponsored by either of two of its four public power agencies. It’s just the latest twist in the battle over transmission siting between state and federal agencies as U.S. regulators push for stronger, multi-state lines capable of moving renewable power to where it’s needed.
Start Construction
The Clean Line project approved by the Energy Department is backed by ZBI Ventures, National Grid PLC and Bluescape Resources Co. LLC. With the authorization, Clean Line has said it expects to start construction on the 600-kV, direct current line in 2017 and bring it into service in 2020.
“The Plains & Eastern Clean Line is the largest clean energy infrastructure project in the nation and will modernize the U.S. electric grid while bringing forth new investment, job creation, and more low-cost power for American consumers,” Michael Skelly, president of Clean Line Energy, said in a statement on Friday.
Arkansas regulators had refused to consider the proposal in January 2011, saying the developer didn’t qualify as a utility under state law because it didn’t have operations in the state.
The project brightens the prospects for wind farms being built in remote parts of the Midwest that don’t already have access to major power lines. Clean Line is already exploring another partnership with the Energy Department that would build a 790-mile link connecting wind power in western Kansas to Illinois and other states in the PJM Interconnection LLC, the largest U.S. power market. Missouri regulators have refused to approve that one.
‘Significant Delivery’
"You can have one state, or even one county, stopping a multi-hundred, or thousand-mile interstate transmission line needed for significant delivery of resources and that has been a long-standing problem," Jon Wellinghoff, a former chairman of the U.S. Federal Energy Regulatory Commission who pushed through major transmission reforms, said in a phone call. "So to the extent that 1222 is effectively used it is a positive thing for transmission projects."
The Energy Department’s decision probably will face lawsuits challenging its authority under the 2005 law to take land for the line, a group of electric cooperatives said in comments filed with it in April. Landowners are already arguing that use of federal eminent domain is unconstitutional because the project isn’t needed, according to the Southwestern Power Resources Association, whose members in Arkansas and four other states buy hydroelectric power from federal dams.
© 2016 Bloomberg
Lead image: Transmission lines. Credit: Shutterstock.

The Next Generation in Wind Power Technology

The Next Generation in Wind Power Technology

Ongoing wind power research and development will help the industry harness more wind, more efficiently and at lower costs in the future.
The biggest factors in boosting wind turbine productivity — longer blades and taller towers — are fueling much of the next-generation research and development push to build a more powerful, efficient, durable and cost-effective turbine. Other important innovations are emerging to make turbine manufacturing easier and cheaper; create intelligent turbines that collect and interpret real-time data; and model and adjust wind plant flows and turbine configurations to maximize wind harvest.

Image: Todd Griffith shows a 50-meter blade cross-section that could be the basis for 50-MW offshore wind installations. Credit: Randy Montoya/Sandia.
Unprecedented Turbine Size
Perhaps the most ambitious R&D is seeking to create a rotor blade longer than 650 feet for a 50-MW offshore wind turbine. That's 2.5X longer and over 6X more output than the largest blades and turbines now in operation.
The project, led by Sandia National Laboratories, uses Segmented Ultralight Morphing Rotor (SUMR) technology in an aerodynamically-sophisticated load alignment that could substantially reduce peak stress and fatigue on rotor blades and make such a gigantic turbine structurally and economically feasible.

Image: The machine at ORNL that will 3D print molds to be used for manufacturing turbine blades. Credit: Oak Ridge National Laboratory.
The light, segmented blades bend in the wind without losing stiffness. This reduces blade stress, so there's less mass required to stiffen them. In high winds, the SUMR blades are stowed and align with the wind direction so they are less vulnerable to cantilever force damage. In low winds, the blades fan out for maximum wind energy.
Manufacturing and Materials Solutions
The challenge is making larger and taller - but not heavier or costlier - turbines that are no less effective and can withstand the wind stresses that longer blades would encounter. "You need to ramp up the size of these turbines," said John Larson, Director at Dominion Resources, an advisor on the Sandia initiative. "But how do we get the weight reduced and advance turbine performance?"
One approach is to make the bigger blades lighter to lessen aerodynamic and gravity loads on the other turbine components, like the drivetrain, and lessen materials costs. GE's answer here - building blades onsite by wrapping very strong architectural fabric around a metal space frame - could generate more power from slower wind speeds and yield much bigger blades. GE is using this same principle for a fabric-covered, five-legged lattice tower as tall as 139 meters.

Image: Research is being conducted on how to reduce the expense of transporting large steel turbine towers such as this one. Credit: v.schlichting / Shutterstock.com.
How to make the blades is changing, too. "By exploring ways in which 3D printing capabilities can benefit wind, we're beginning to identify cost and saving options with manufacturing blades, while improving their design flexibility," said Jose Zayas, director of the DOE's Wind and Water Power Technologies Office. Specifically, DOE, Sandia and Oak Ridge National Laboratory are investigating 3D printing to manufacture turbine blade molds, eliminating costs and time in mold manufacture.
Today, it's easier to transport towers by building them in segments made of thick, costly steel. But DOE is researching three simpler, less expensive possibilities: using concrete; shipping partially unrolled steel and welding it onsite; and fashioning corrugated steel segments onsite - which would require up to 30 percent less metal.
A big barrier to taller towers is that, at some point, they're too big and expensive to transport by land under bridge overpasses. But the National Renewable Energy Laboratory (NREL) is collaborating with a company on a spiral welding process to build taller steel towers onsite and bypass the travel and cost constraints.
Gearbox, Hub and Foundation
Where other turbine components are concerned, NREL led development of new gearbox technologies that replace roller bearings with journal bearings - to improve gearbox reliability and lifespan and reduce size and weight - and use flex pins to increase load sharing between gears in a sun/planet configuration.
The wind that hits the blade hub is wasted, but GE is developing an ecoROTR turbine with a dome that covers the midpoint to capture that wind and deflect it out to the blades. The projected 3 percent performance increase would add up across a wind farm.

Image: The GE digital wind farm uses embedded turbine sensors that gather and analyze data in real time on factors such as temperature, misalignments or vibrations. Credit: GE.
To improve offshore foundations, Sandia is studying how to reduce the support structure costs, including the development of floating vertical axis machines. Since most of the U.S. offshore wind supply is in deep water, where large fixed steel piles or lattice structures are impractical, several U.S. companies are developing less-expensive spar-buoy, tension leg and semi-submersible floating wind platforms that maintain stability and motion control.
Smarter Turbines and Plants
Intelligent wind turbine R&D is centering on enhanced sensing for loads, turbine condition monitoring, wind farm controls and smart rotors with active control surfaces that use built-in blade intelligence to reduce rotor blade loads and turbine costs. "Making turbines smarter and able to sense and optimize energy capture while knowing the state of the turbine's health - if it's sound or damaged - will become more important," said Todd Griffith, lead blade designer on Sandia's SUMR research.
For instance, GE's wind farm model pairs 2-MW wind turbines with a digital twin modeling system that can assemble up to 20 turbine configurations at every wind farm pad for peak power generation. Embedded turbine sensors gather and analyze data in real time on factors such as temperature, misalignments or vibrations and relays it to advanced networks that make adjustments to improve efficiency.
It's not just the turbine that's getting smarter. NREL is concentrating on what Daniel Laird, director of NREL's National Wind Technology Center, calls "high-fidelity simulation at the wind plant level." This uses intelligent plant-wide controls to operate the plant as a whole system, instead of on a turbine-by-turbine basis. "If you can yaw a turbine perhaps a degree or two off of its default setting, you could possibly steer the wake, or turbulence, between turbines in the next row within the plant rather than directly at another turbine," he said. "Your wind power generation might decrease slightly for that particular turbine, but you may increase production of a subsequent row in the plant." NREL hopes to test the theory on a commercial wind farm.

Image: The Carbon Trust's scanning LIDAR technology test was launched in February 2016. Credit: Carbon Trust.
To better understand how the wind is blowing for a plant, DOE is trying to couple regional forecasting and localized wind resource models. "You would make the box bigger around the wind plant to really capture some of the interactions between the atmospheric boundary layer and the flow through the wind plant," said Laird.
Offshore Wind Resource Assessment Without MET Towers
The Carbon Trust launched an ambitious wind resource measurement project in mid-February with a three-month test - the world's largest ever - of scanning Light Detection and Radar (LIDAR) technology. LIDAR has the potential to migrate calculation of a wind farm's potential energy yield away from fixed steel met masts by giving a more detailed picture of the wind resource over a larger portion of the wind site. The economic implications are enormous, since wind measurement accounts for about 45 percent of an average wind farm's overall project cost.
"In information terms [scanning LIDAR technology] is the difference between taking a still photo compared to having a three dimensional video with full sound," said Megan Smith, Project Manager, Wakes Research at the Carbon Trust in a press release.
Project partners include RES, Irish Lights, Leosphere and Lockheed Martin.
By some estimates, global installed wind capacity could grow to 2,000 GW by 2030 and meet almost 19 percent of global electricity demand. These innovations will certainly help the wind energy industry to get there.

Mexico First Power Auction Awards 1,720 MW of Wind, Solar

Mexico First Power Auction Awards 1,720 MW of Wind, Solar

Renewable energy developers won contracts to produce 1,720 MW of power in Mexico during the country’s first-ever private auction, after the government ended a decades-long state electricity monopoly in 2013.
Seven wind and solar companies including Enel Green Power, SunPower Systems Mexico and Recurrent Energy won 15-year contracts to rights to provide the state-owned Comision Federal de Electricidad with power beginning in 2018, Cesar Emiliano Hernandez, Mexico’s deputy electricity minister, said in Mexico City. The contracts are expected to generate more than $2.1 billion in investment by 2018, he said.
“The results were better than some of the most successful auctions in the world,” Hernandez said in a press conference in Mexico City. “Many top level international companies competed and Mexico will receive a very important amount of investment.”
Mexico is restructuring its energy markets in an effort to spur billions in investment after a historic overhaul approved in 2013 to open state-run monopolies in the oil and electricity industries. The government has set a goal of getting 35 percent of its energy from clean sources by 2024, up from 25 percent now.
Eleven packages of wind and solar projects and certificates were sold at an average price of $41.80 per megawatt-hour. Prices for solar averaged $40.50 per megawatt-hour, while prices for wind averaged $43.90. Solar energy accounted for 1,100 MW sold, and 620 MW of wind projects were awarded long-term contracts.
The auction met 84.66 percent of the state utility CFE’s demand. In order to buy the remaining power the company still needs, Mexico’s government will hold another power auction in April, said Hernandez.
Clean-energy projects were able to sell more than 5 million 20-year clean-energy certificates. Large electricity consumers will buy the certificates to meet an obligation to get 5 percent of their energy from sustainable sources by 2018.
Mexico is seeking to add 20 gigawatts of clean energy in the next 15 years, according to the National Electricity System Development Program released in June. The country has forecasted as much as $62.5 billion in private investment in the energy industry by 2018.
“The auction was an important signal to Mexico’s energy market,” said Lilian Alves, a New Energy Finance analyst in Sao Paulo. “The government was able to buy a lot of capacity.”
© 2016 Bloomberg
Lead image: Solar panels and wind turbines. Credit: Shutterstock.

East Africa’s Biggest Renewable Power Projects Face Land Challenges

East Africa’s Biggest Renewable Power Projects Face Land Challenges

Huge strides made in East Africa in generation of renewable energy could be in jeopardy, thanks to disputes over land that are stalling progress.
In Kenya the future of the country’s most ambitious wind power projects hangs on the balance thanks to fierce disputes with local communities that are now casting a dark shadow over the future of Kinangop wind power (KWP) project and the Lake Turkana wind park (LTWP).
The two projects, with a combined capacity to produce 360 MW of power and a joint investment of over $800 million, have been hit by disputes that could potentially deny the East African country pole position in renewable energy leadership on the continent.
KWP construction, which was set to start in May 2015, has stalled thanks to civil protests by area landowners, who have not only moved to court alleging plans to grab their land.
Residents held angry protest in 2015 claiming the company was engaged in underhand deals involving local administrators, lands officials, banks and brokers, to swindle them off or acquire land at throwaway prices.
The company — a joint investment between Norwegian PE firm Norfund, South African asset manager Old Mutual and Sydney-based fund Macquarie, which aims to generate 60 MWs of power — has since stalled with no solution in sight, despite intervention by the highest levels of the government.
It has stopped any work at the site located in agriculturally rich central Kenya highlands, and the chief executive, James Wakaba, has been quoted in the media saying that the project would collapse if no solution was found.
This even as General Electric had delivered some 38 power turbines and further signed a maintenance deal, all valued at $5.8 million.
A similar dispute has hit the 300 MW LTWP, arguably Africa’s largest project, but the picture is not as gloomy, with construction having started last year in northern Kenya.
Resident pastoralists have moved to court seeking to halt works at the site, alleging that the company commenced works before compensation is fully settled for part of the 40,000 acre project land.
The community wants to be paid $75 million in total compensation and is contesting reparation for 150 hectares of land.
To the benefit of not only LTWP, but also an investment group fronted by KP&P Africa B.V. and Aldwych International as co-developers, Industrial Fund for Developing Countries (IFU), Vestas East Africa Limited, Finnish Fund for Industrial Cooperation Ltd (Finnfund) and KLP Norfund, the court has refused to halt construction and granted them use of 87 of the contested 150 hectares.
According to Pavel Oimeke, director of renewable energy at the Electricity Regulation Commission (ERC), only a political solution can rescue the KWP project and not government intervention.
“The government has done everything it can to resolve this dispute and ensure the investment is not lost, but at this stage, only a political solution can save the situation and that is what we want the local political leadership to do,” he said in a phone interview.
He is, however, optimistic that the dispute surrounding the LTWP project was minor and finding a solution was easier and in sight.
“The problem at LTWP is not much, a solution should soon be found and progress on the ground is good with construction going on well,” he said.
Kenya hopes to generate about 5,000 MW of power by 2020, nearly all of which would come from wind, geothermal and solar. Power generation currently stands at 2,400 MW.
Lead image: Lake Turkana, East Africa. Credit: Shutterstock.

Why CSP Resurged in Africa and the MENA Region

Why CSP Resurged in Africa and the MENA Region

The U.S., with low-priced natural gas, is an anomaly. In much of the world, gas is expensive. So in sun-drenched Africa, Concentrated Solar Power (CSP) with its cheap thermal energy storage is competitive.

CSP competes directly with gas when it stores its solar thermal energy, as a dispatchable renewable, with a high capacity factor (able to work more hours per year). Parabolic trough is the more bankable original form, but tower can more cost-effectively incorporate storage. Its thermal energy storage can cycle daily for thirty years, and if untapped; stays hot for up to two months.

With no cheap gas, CSP is flourishing in the Africa and MENA (Middle East, North Africa) region.
solarMorocco is well embarked towards its CSP goal of nearly 2 GW by 2020 — double the U.S. total. Namibia has put out a request for proposals (RFP) to supply what amounts to 20 percent of its grid with CSP. Egypt and Algeria already have hybrid CSP projects, and have RFPs for more. All depend on imported natural gas. South Africa has a steady planned pipeline and the first half-gigawatt of CSP coming online.
Image: U.N. Secretary General Ban Ki-moon visits Shams I in Abu Dhabi. Credit: United Nations.

In these markets, thermal energy storage was a requirement to replace more expensive imported gas. Morocco offers a 15 percent premium for solar after sunset. Namibia's RFP requires 8 hours of storage. South Africa offers 2.7 percent of daytime rates in a carve-out for CSP with storage.

Whether due to fast-growing economies, decrepit coal plants, or underserved populations, these nations are also in dire need of additional generation.

By 2030 blackout-plagued South Africa must nearly double its electricity capacity, and plans 42 percent — nearly 18 GW — from renewables. Its premium for CSP-with-storage has created certainty for the industry.

Unlike the U.S., South Africa is not looking at batteries; lacking the lure of cheap gas waiting in the wings to take over afterwards. The "largest battery in the U.S." at Tehachapi supplies just 32 MWh/day, and has a three to five-year cycle life.

By comparison, South Africa's first five CSP projects alone supply a combined 2,500 MWh/day of thermal solar storage, and daily cycling for thirty years.

A recent report from Greenpeace and SolarPaces sees CSP supplying 12 percent of the 2050 grid globally, given the right conditions.

"PV has had a huge deployment in the last 5 to 10 years, but CSP currently is at a much earlier stage of its deployment curve, so we expect costs to come down quite a lot," explained SolarPACES Secretary Christoph Richter.

Market Stability

solarRichter works in Spain, home to CSP's first wave of development. Within just four years, CSP supplied over 2 percent of the grid, but then Spain reneged on tariffs. No more was built.

"Initially, there was a very good political climate, but it wasn't stable; it was completely cut down after the financial crisis. That's detrimental for technologies that rely on industrial development like CSP," he said.
Image: SolarReserve's Redstone tower CSP with 12 hours of storage in South Africa sited next to their three PV projects, Lesatsi, Lesedi and Jasper. Credit: SolarReserve.

South Africa looks more likely to stick by its policies, developed by a broad group of stakeholders. A steady series of auctions fill specific megawatt requirements of capacity. Achievable and predictable permitting precedes each bid. Projects get built because professionalism is a prerequisite.

"In order to bid in South Africa you have to have a 100 percent commitment on debt and equity on projects you've permitted," said SolarReserve CEO Kevin Smith. "Altogether we've put together a funding package close to $4 billion."

SolarReserve's projects are oversubscribed, not just the Round 3 awarded Redstone tower with 12 hours of storage, but another near half-gigawatt of permitted bids coming up for Round 4.5 in 2016.

International Funding

International banking agencies, like the World Bank, OPIC, and the Ex-Im, have prioritized powering Africa with renewables.

"There is a lot of interest in funding into Africa," said Smith. "The key for them is finding good well-structured projects; we've got a good relationship with both the IFC and OPIC."

Gigawatt Global COO Weldon Turner agreed, saying that as long as a developer can put together a good financeable project, there is more money chasing projects in African countries, than projects seeking funding.
The largest energy importer in the MENA region is Morocco; dependent on imported fossil fuels. It plans 42 percent solar by 2020.

Morocco just unveiled the first 160 MW of the planned 2 GW Noor CSP complex at Ouarzazate that will be completed by 2020 at nearly 600 MW.

ACWA Power has begun Noor II and III. A new RFP in January requests another 400 MW, combining PV and CSP with storage.

solarImage: Ivanpah, which was developed by BrightSource was heir to Luz, which was founded by a visionary, Arnold Goldman, who imagined a world powered with pure energy using just sunlight and water. Ivanpah uses a direct steam technology. Credit: BrightSource.
Morocco put together $3 billion to finance the 2 GW Noor-Ouarzazate complex with the World Bank, the Climate Investment Funds' Clean Technology Fund, the African Development Bank, and European financing institutions. Once complete, Morocco will own and operate the project.

In these nations, CSP is seen not just as a hedge against more expensive imported fossil fuels but as a big jobs push and industrial development incentive as well.

"Morocco's energy is mainly imported and that got really difficult to finance especially when oil prices were so high," said Richter. "So they started looking at what they have in abundance; solar and wind, and also they see a high potential for job creation in Morocco."

Equally dependent on imports, another likely spot for this kind of international funding is Namibia. Engineers at its financially stable state utility NamPower chose CSP to supply a fifth of its current needs. It has put out an RFP for 200 MW of CSP with 8 hours of storage, after carefully researching the best options for supplying its 2 million people.

Boom and Bust cycles

CSP was born in the US.. with federal support after the second oil price shocks in 1979. Federal tax credits enabled one visionary pioneer, Arnold Goldman of Luz, to bootstrap the SEGS trough project. Its 354 MW developed over time, of financial necessity, in a series of 9 smaller units.
When oil prices dropped, the tax credits got cut, bankrupting Luz and short-circuiting any more U.S. development.

Next, Spain incentivized CSP development from 2004, but then reneged on tariff agreements, stranding a larger solar industrial sector. This left behind another 2.3 GW of CSP on the grid.

A second U.S. round powered by the Obama administration added 1.4 GW.
solarTwo projects were the heirs to Luz: NextEra Energy had bought up most of the 9 SEGS units and gained the experience that enabled them to develop and now run California's 250 MW Genesis trough plant. The engineers behind SEGS regrouped as BrightSource Energy, switching to direct steam tower for Ivanpah (390 MW).
Figure: Desertec industrial initiative (Dii) comparison of cost reductions to build new renewables compared to new fossil plants. Credit: IEA.

Abengoa developed two trough CSP projects totaling 560 MW — Mojave in California, and Solana with storage in Arizona — while SolarReserve built the first tower with storage —the 110 MW Crescent Dunes in Nevada.

But at least that many more projects failed to clear permitting. By 2013, as investors feared ITC expiration before a three-year project could be completed, the four year run ended.
This on-again/off-again support slows the learning process, making cost declines more difficult. Nevertheless, in just five projects, prices dropped from 19.7 cents to 13.5 cents per kWh.

By contrast, South Africa's certainty is bringing prices down much faster. Redstone was awarded in 2015 at 12.5 cents, a third of the price of the first project bid in Round 1, Abengoa's Kaxu Solar One at 32 cents. And at Atacama last year, Abengoa bid a third of the price of their first Spanish project, Helioenergy 1, the lowest yet at 11.5 cents.

Now backed by reliable global financial support and more consistent policy, the African resurgence of CSP yet looks likeliest to meet the Greenpeace prediction.