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Donnerstag, 30. Juni 2016

Antidumping/Antisubvention - Fotovoltaikmodule aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen und Wafer) mit Ursprung in der VR China. Widerruf der von der EU-Kommission

Antidumping/Antisubvention - Fotovoltaikmodule aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen und Wafer) mit Ursprung in der VR China

Widerruf der von der EU-Kommission angenommenen Verpflichtung im Hinblick auf einen ausführenden Hersteller

Bonn (GTAI) - Die EU-Kommission widerruft mit Wirkung vom 30.6.2016 die mit Durchführungsbeschluss 2013/707/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) bestätigte Annahme der Verpflichtung in Bezug auf Zhejiang Xiongtai Photovoltaic Technology Co. Ltd mit seinem verbundenen Unternehmen in der Union, für die der gemeinsame TARIC-Zusatzcode B919 gilt.
Gleichzeitig wird die Handelsrechnung Nr. XTSSG1501-004-CI, ausgestellt am 16. Januar 2015 von Zhejiang Xiongtai Photovoltaic Technology Co. Ltd für SHINETIME SOLAR GmbH, wird für nichtig erklärt. Die nationalen Zollbehörden werden angewiesen, die bei Annahme der Anmeldung zur Überführung in den zollrechtlich freien Verkehr entstandene Zollschuld einzuziehen.
Folge des Widerrufs der Verpflichtung ist, dass für betroffene Waren dieses ausführenden Herstellers automatisch ab dem Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung (30.6.2016) bei der Einfuhr in die EU der mit Artikel 1 der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1238/2013 (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 1) eingeführte endgültige Antidumpingzoll und der mit Artikel 1 der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1239/2013 (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 66) eingeführte endgültige Ausgleichszoll anzuwenden ist.
Zu Informationszwecken sind in der Tabelle im Anhang dieser Verordnung die ausführenden Hersteller aufgeführt, für die die mit dem Durchführungsbeschluss 2013/707/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) erfolgte Annahme der Verpflichtung unberührt bleibt.
Quelle:
Durchführungsverordnung (EU) 2016/1045 der Kommission vom 28. Juni 2016 zum Widerruf der — im Hinblick auf einen ausführenden Hersteller — mit dem Durchführungsbeschluss 2013/707/EU bestätigten Annahme eines Verpflichtungsangebots im Zusammenhang mit dem Antidumping- und dem Antisubventionsverfahren betreffend die Einfuhren von Fotovoltaikmodulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China für die Geltungsdauer der endgültigen Maßnahmen; ABl. L 170 vom 29.6.2016, S. 5.






Antidumping/Antisubvention - Fotovoltaikmodule aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen und Wafer) mit Ursprung in der VR China. Umfirmierung eines Unternehmens

30.06.2016

Antidumping/Antisubvention - Fotovoltaikmodule aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen und Wafer) mit Ursprung in der VR China

Umfirmierung eines Unternehmens

Bonn (GTAI) - Einfuhren von Fotovoltaikmodulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China unterliegen einem Antidumpingzoll, der mit der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1238/2013 des Rates (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 1) eingeführt wurde, und einem Ausgleichszoll, der mit der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1239/2013 des Rates (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 66) eingeführt wurde. Zudem nahm die Kommission mit dem Durchführungsbeschluss 2013/707/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) das Verpflichtungsangebot im Zusammenhang mit dem Antidumping- und dem Antisubventionsverfahren betreffend die Einfuhren von Fotovoltaik-Modulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China an.
Shanghai Chaori International Trading Co. Ltd, TARIC-Zusatzcode B872, ein Unternehmen, für das nach den Durchführungsverordnungen (EU) Nr. 1238/2013 und (EU) Nr. 1239/2013 ein unternehmensspezifischer Antidumpingzollsatz in Höhe von 41,3 % und ein unternehmensspezifischer Ausgleichszollsatz in Höhe von 6,4 % gelten und dessen Verpflichtung mit dem Durchführungsbeschluss 2013/707/EU angenommen wurde, teilte der Kommission seine Umfirmierung in GCL System Integration Technology Co., Ltd mit.
Das betroffene Unternehmen änderte jedoch nicht nur den Firmennamen in GCL System Integration Technology Co., Ltd., sondern wurde auch Mitglied einer Unternehmensgruppe mit dem TARIC-Zusatzcode B850. Dieser Unternehmensgruppe gehören die Unternehmen Konca Solar Cell Co. Ltd., Suzhou GCL Photovoltaic Technology Co. Ltd, Jiangsu GCL Silicon Material Technology Development Co. Ltd, Jiangsu Zhongneng Polysilicon Technology Development Co. Ltd, GCL-Poly (Suzhou) Energy Limited, GCL-Poly Solar Power System Integration (Taicang) Co. Ltd, GCL SOLAR POWER (SUZHOU) LIMITED und GCL Solar System (Suzhou) Limited an. Auch für die Unternehmensgruppe findet der vorstehend genannte unternehmensspezifische Antidumping- und Ausgleichszoll Anwendung.
Die Kommission hat die vorgelegten Angaben geprüft und gelangte zu dem Schluss, dass die Umfirmierung die Feststellungen der Verordnungen (EU) Nr. 1238/2013 und Nr. 1239/2013 sowie des Durchführungsbeschlusses 2013/707/EU in keiner Weise berühren.
In Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 1238/2013 und Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 1239/2013 sowie im Anhang des Durchführungsbeschlusses 2013/707/EU werden deshalb mit Wirkung vom 1.7.2016 die Einträge zu den TARIC-Zusatzcodes B850 und B872 wie folgt geändert:
TARIC-Zusatzcode B850
GCL SOLAR POWER (SUZHOU) LIMITED
GCL-Poly Solar Power System Integration (Taicang) Co. Ltd
GCL Solar System (Suzhou) Limited
GCL-Poly (Suzhou) Energy Limited Jiangsu
GCL Silicon Material Technology Development Co. Ltd
Jiangsu Zhongneng Polysilicon Technology Development Co. Ltd
Konca Solar Cell Co. Ltd
Suzhou GCL Photovoltaic Technology Co. Ltd
GCL System Integration Technology Co., Ltd
B850
TARIC-Zusatzcode B872
Shanghai Chaori Solar Energy Science & Technology Co. Ltd
B872
Quelle:
  • Durchführungsverordnung (EU) 2016/1054 der Kommission vom 29. Juni 2016 zur Änderung der Durchführungsverordnung des Rates (EU) Nr. 1238/2013 zur Einführung eines endgültigen Antidumpingzolls auf die Einfuhren von Fotovoltaikmodulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China und der Durchführungsverordnung des Rates (EU) Nr. 1239/2013 zur Einführung eines endgültigen Ausgleichszolls auf die Einfuhren von Fotovoltaikmodulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China; ABl. L 173 vom 30.6.2016, S. 44.
  • Durchführungsbeschluss (EU) 2016/1060 der Kommission vom 29. Juni 2016 zur Änderung des Durchführungsbeschlusses 2013/707/EU zur Bestätigung der Annahme eines Verpflichtungsangebots im Zusammenhang mit dem Antidumping- und dem Antisubventionsverfahren betreffend die Einfuhren von Fotovoltaik-Modulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China für die Geltungsdauer der endgültigen Maßnahmen; ABl. L 173 vom 30.6.2016, S. 99.

System zur objektiven Bewertung fehlt im Speichermarkt

System zur objektiven Bewertung fehlt im Speichermarkt

Übersicht über die ersten 10.000 KfW-geförderten Speicher.
Übersicht über die ersten 10.000 KfW-geförderten Speicher.
30.06.2016 10:30 - Der Speichermarkt ist im Wandel. Denn viele neue Hersteller drängen in den Markt, die bisher in der Begleitforschung von Professor Sauer zum KfW-Speicherförderprogramm keine Rolle spielten. Zudem fehlt es dem unübersichtlichen Markt noch an Transparenz. Ein Berliner Startup will das nun ändern.
Der Speichermarkt wächst, die Zahl neuer Hersteller und Produkte steigt, der Wettbewerb nimmt zu und mit fallenden Preisen wird auch die Nachfrage steigen. Aber der Markt wirkt dadurch auch sehr unübersichtlich für den Käufer. Laut des neuen KfW-Monitoringbericht der RWTH haben sich die vier Hersteller Sonnen, Deutsche Energieversorgung (Senec), SMA und E3/DC etwa 60 Prozent des bisherigen Marktes geteilt. Auch wenn das KfW-Monitoring nur rund die Hälfte der Installationen erfasst und der Marktentwicklung rund neun Monate hinterherhinkt.
Naturgemäß sind die neuen Hersteller wie Tesla, Mercedes und Solarwatt, die ihre Produkte erst im letzten Jahr präsentierten, hier noch nicht stark vertreten. Doch dies wird sich ändern, sagt Kai Wu, Geschäftsführer von Enerkeep, einem unabhängigen Vergleichsportal für Solarstromspeicher: „Mercedes, Solarwatt und Tesla sind definitiv im Markt angekommen“, meint Wu, und weiß: „Vor allem in Baden-Württemberg spüren wir eine erhöhte Anzahl an Anfragen für den Mercedes-Speicher.“

Bleispeicher gegen den Trend

Zu den ganz neuen Playern im Lithium Bereich zählen etwa die Firmen Kreisel Electric aus Österreich, mit einem System basierend auf Samsung-Zellen, optisch ähnlich der Tesla Powerwall und laut Hersteller mit einem Endkundenpreis von unter 700 Euro pro Kilowattstunde. Auch die Firma Ampere aus Spanien präsentierte formschöne, intelligent vernetzbare Speicherlösungen. Spannend ist auch die Salzwasserbatterie von US-Hersteller Aquion, die mittlerweile in Verbindung mit Solax-Wechselrichtern bei Wagner-Solar zu kaufen ist. Die Firma Powerball aus der Schweiz setzt gegen den Lithium-Trend in der Branche auf Blei-Kalzium-Batterien.
Das Berliner Unternehmen Enerkeep um die Gründer Kai Wu und Tobias Rothacher hat es sich zur Aufgabe gemacht, Transparenz in die Fülle der Angebote zu bringen. „Zum Vergleich der Systeme, vor allem was Performance und Langlebigkeit angeht, haben wir ein einfaches und objektives Bewertungssystem entwickelt, den Enerkeep Score“, sagt Gründer Wu. Mit dem Enerkeep-Speicherrechner können Interessenten das Speicherangebot von mehreren hundert auf eine überschaubare Anzahl von unter zehn reduzieren. So werde auch verhindert, dass ein zu großer und damit zu teurer Speicher gekauft werde, berichtet Wu. Auf Wunsch berät Enerkeep auch individuell – und zwar neutral und unabhängig vom Hersteller. (nhp)

ABB schließt Wechselrichter-Fabrik in USA - Verlagerung nach Europa geplant

ABB-Hauptquartier
ABB will seine Wechselrichter-Fertigung in Europa konsolidieren.
Foto: ABB

ABB schließt Wechselrichter-Fabrik in USA - Verlagerung nach Europa geplant

29. Juni 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Die Produktion der Photovoltaik-Wechselrichter soll in die Werke nach Estland und Italien verlegt werden. Der Schweizer Konzern will die Transformation bis zum November abschließen.

ABB hat sich nach einer gründlichen Prüfung für die Schließung seines Wechselrichter-Werks in Phoenix im US-Bundesstaat Arizona entschieden. Es sei geplant, die Herstellung der Photovoltaik-Wechselrichter in die Fabriken in Estland und Italien zu verlagern, erklärte eine ABB-Sprecherin auf Anfrage von pv magazine. Diese Konsolidierung werde zur Optimierung der Fertigung beitragen und zugleich Kosten, Lieferfähigkeit und Qualität verbessern. Der Übergang solle voraussichtlich bis November 2016 abgeschlossen sein, so die Sprecherin weiter.

Lokale US-Medien berichteten zuvor, dass von der Schließung und Verlagerung der Wechselrichter-Fertigung insgesamt 89 Mitarbeiter betroffen seien. ABB beschäftige am Standort etwa 200 Mitarbeiter und wolle auch weiterhin Vertriebs- und Serviceleistungen anbieten. Zugleich kündigte die Sprecherin an, dass der Schweizer Konzern neue Photovoltaik-Wechselrichter für die USA auf den Markt bringen wolle – sowohl für das Kraftwerks- als auch das Dachanlagensegment.

ABB hatte 2013 für rund eine Milliarde US-Dollar den US-Wechselrichter-Hersteller Power One übernommen. Zu diesem Zeitpunkt beschäftigte Power One rund 3.300 Mitarbeiter, vor allem in Italien China, den USA und der Slowakei. Das Werk in Phoenix war ursprünglich von Power One aufgebaut worden. 2013 gab es dort noch 450 Beschäftigte. (Sandra Enkhardt)

Wacker Chemie investiert 15 Millionen US-Dollar in 1366 Technologies

Neues Siliziumwerk von Wacker Chemie in Charleston
Wacker Chemie hat erst kürzlich ein neues Siliziumwerk in den USA eröffnet.
Foto: Wacker Chemie AG

Wacker Chemie investiert 15 Millionen US-Dollar in 1366 Technologies

29. Juni 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der deutsche Silizium-Hersteller hat zugleich einen Liefervertrag mit dem US-Unternehmen geschlossen. Wacker Chemie will 1366 Technologies bei der Kommerzialisierung seiner Direct Wafer Technologie unterstützen. Die Massenfertigung soll voraussichtlich im kommenden Jahr beginnen.

1366 Technologies und Wacker Chemie haben eine langfristige strategische Partnerschaft vereinbart. In dem Abkommen seien verschiedene Aspekte enthalten, teilten die Unternehmen bereits am Dienstag mit. So sei ein Liefervertrag für Silizium enthalten. Wacker werde demnach Großteil des Rohstoffs zu „wettbewerbsfähigen Konditionen“ an den US-Waferhersteller liefern, den dieser für die kommerzielle Fertigung seiner Direct Wafer künftig benötigt. Erst im April hatte 1366 Technologies mit dem Photovoltaik-Hersteller Hanwha Q-Cells einen Vertrag geschlossen, der die Lieferung von 700 Megawatt an Wafern vorsieht, die mit dem neuartigen Direct-Wafer-Prozess gefertigt würden.

Ebenfalls in der Partnerschaft enthalten ist, dass Wacker Chemie 15 Millionen US-Dollar in das US-Start-up investiert. Das Geld solle für den Aufbau und Betrieb der neuen Fabrik dienen, speziell auch für die Anzahlung für den erwarteten Siliziumbedarf von 1366 Technologies für die kommerzielle Fertigung genutzt werden, hieß es weiter. Auch sei eine technische Zusammenarbeit sei vorgesehen. Dabei solle der US-Waferhersteller vom Know-how des deutschen Konzerns beim Bau der Fabrik profitieren.

1366 Technologies hat ein neuartiges Verfahren entwickelt, bei dem Wafer in nur einem einzigen Schritt direkt aus dem geschmolzenen Silizium gezogen werden. Mit diesem Ansatz werden sich erhebliche Kosteneinsparungen bei der Waferproduktion erwartet. Derzeit ist das US-Unternehmen noch dabei, seine Direct-Wafer-Technologie zu kommerzialisieren. Die geplante Fabrik soll mit der Waferfertigung voraussichtlich im kommenden Jahr beginnen. Anfang Mai hatte investierte Hanwha dazu zehn Millionen Euro an Kapital in 1366 Technologies. (Sandra Enkhardt)

Singulus beginnt Ausgabe neuer Aktien und Anleihen

Singulus Hauptsitz in Kahl am Main
Singulus hofft nach dem Schuldenschnitt wieder auf mehr Eigenkapital.
Foto: SINGULUS TECHNOLOGIES AG

Singulus beginnt Ausgabe neuer Aktien und Anleihen

29. Juni 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Die Anleihegläubiger des Photovoltaik-Anlagenbauers können nun ihre alten Schuldverschreibungen gegen neue Aktien und Schuldverschreibungen tauschen. Die Frist für den Tausch läuft bis zum 13. Juli.

Die Singulus Technologies AG ist nun kurz vor dem Ziel. Am Mittwoch hat sie mit der finalen Umsetzung des Schuldenschnitts begonnen. Die Anleihegläubiger könnten ab sofort und ohne weitere Zuzahlung für jede alte Singulus-Schuldverschreibung im Nennwert von je 1000 Euro – einschließlich sämtlicher Nebenforderungen – nun 96 neue Aktien und zwei neue Schuldverschreibungen mit einem Nennbetrag von je 100 Euro erhalten. Die Frist für den Tausch laufe bis zum 13. Juli, teilte Singulus nun mit. Wenn die Anleihegläubiger auf die Ausübung der kostenfreien Erwerbsrechte verzichteten oder nicht fristgerecht handelten, verblieben diese zunächst im Depot. Sie würden dann durch die Abwicklungsstelle und den gemeinsamen Vertreter verwertet. Eventuell würde ein Barausgleich dafür ausgeschüttet, der aber sehr gering sein könne, hieß es weiter.

Mitte Februar hatten Anleihegläubiger und Aktionäre dem Schuldenschnitt zugestimmt. Der Vorstand von Singulus hielt diesen für unumgänglich, um die Fortführung des Unternehmens zu sichern. Mit dem Debt-to-Equity-Swap will das Unternehmen aus Kahl am Main sein Eigenkapital wieder deutlich stärken. Die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) hatte am Montag das Wertpapierprospekt für die Ausgabe der neuen Aktien und Schuldverschreibungen gebilligt.

Singulus setzt für das laufende Geschäftsjahr große Hoffnungen in Aufträge aus der Solarindustrie. Erst kürzlich konnte sich der Photovoltaik-Anlagenbauer einen Auftrag des chinesischen Staatskonzerns China National Building Materials (CNBM) mit einem Volumen von mehr als 110 Millionen Euro sichern. Die Anlagen zur Produktion von CIGS-Dünnschichtmodulen sollen in den kommenden Monaten ausgeliefert werden – allerdings ist noch unklar, ob Umsatz und Gewinn dafür in diesem oder eher dem nächsten Jahr realisiert würden. Daher hatte Singulus seine Prognosen für 2016 und 2017 auch erst einmal wieder zurückgezogen. (Sandra Enkhardt)

Schweiz gibt neue Mittel für Förderung von Photovoltaik-Anlagen frei

Photovoltaik-Dachanlage in der Schweiz
In der Schweiz stehen derzeit rund 40.000 Anlagen auf der KEV-Warteliste.
Foto: CKW

Schweiz gibt neue Mittel für Förderung von Photovoltaik-Anlagen frei

29. Juni 2016 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Der Schweizer Bundesrat hat den Netzzuschlag - vergleichbar mit der EEG-Umlage - auf 1,5 Rappen pro Kilowattstunde im kommenden Jahr erhöht. Damit können weitere Photovoltaik-Anlagen gefördert werden, die auf der KEV-Warteliste stehen. Größtenteils sollen die Mittel aber in Erneuerbaren-Energien-Anlagen fließen, die schon seit längerer Zeit eine Förderzusage haben.

Der Bundesrat in der Schweiz hat am Mittwoch im Zuge der Revision der Energieverordnung eine Erhöhung des Netzzuschlags für das kommende Jahr um 0,2 auf 1,5 Rappen* pro Kilowattstunde beschlossen. Er ist vergleichbar mit der EEG-Umlage und dient zur Förderung von erneuerbaren Energien und der Gewässersanierung. Die Warteliste von 40.000 Photovoltaik-, Windkraft und Biomasse-Anlagen für die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) könne trotz der Erhöhung nur unwesentlich abgebaut werden, teilten die Schweizer Behörden weiter mit. Die zusätzlichen Gelder seien vor allem für Projekte bestimmt, die bereits seit längerem über eine Förderzusage verfügten. Neben der KEV werden Photovoltaik-Anlagen bis 30 Kilowatt in der Schweiz seit 2009 auch über Einmalvergütungen gefördert. Diese werde weiterhin ausbezahlt.

Mit der Erhöhung könnten einige neue Anlagen in die KEV aufgenommen werden, hieß es weiter beim Bundesrat. Im Juli erhielten nun 1139 Photovoltaik-, 7 Biomasse-, 19 Kleinwasserkraft- und eine Geothermie-Anlage eine Förderzusage. Die Gesamtsumme für diese Einspeisevergütungen betrage pro Jahr rund 47 Millionen Franken. Die Warteliste für Photovoltaik-Anlagen könne dadurch bis und mit Anmeldedatum vom 8. November 2011 abgebaut werden, so die Schweizer Behörden. Monatlich würden rund 1000 Projekte neu für die KEV angemeldet. Durch den höheren Netzzuschlag werde zudem die Auszahlung von 5000 zusätzlichen Einmalvergütungen an Betreiber von Photovoltaik-Anlagen ermöglicht. Derzeit zahle der Netzbetreiber Swissgrid monatlich rund 800 Einmalvergütungen aus. Die Wartezeiten würden etwa neun Monate ab Antragstellung betragen.

Die Einnahmen aus dem Netzzuschlag fließen in einen Fonds. 2016 werden sie nach Angaben der Behörden bei rund 740 Millionen Schweizer Franken liegen. Aus dem Fonds werden die KEV, die Einmalvergütungen für kleine Photovoltaik-Anlagen, die wettbewerblichen Ausschreibungen für Stromeffizienz, die Rückerstattungen an Großverbraucher, die Risikogarantien für Geothermie-Projekte, die Mehrkostenfinanzierung, die Gewässersanierungsmaßnahmen sowie die Vollzugskosten finanziert. Bis Ende März sind über den Netzzuschlagsfonds insgesamt für 10.578 Photovoltaik-Anlagen sowie 31 Windkraft-, 490 Kleinwasserkraft- und 272 Biomasseanlagen Einspeisevergütungen ausbezahlt worden, wie es weiter hieß. 13.238 Photovoltaik-Anlagen sind bis Ende März über die Einmalvergütung finanziert worden. Dabei werden 20 bis 30 Prozent der Investitionskosten erstattet. Die Gesamtsumme für diese Förderung belaufe sich auf 138 Millionen Schweizer Franken.

Derzeit berät das Parlament in der Schweiz auch über die Energiestrategie 2050. Darin ist eine Erhöhung, aber auch Deckelung des Netzzuschlags bei 2,3 Rappen pro Kilowattstunde vorgesehen. Diese weitere Steigerung könnte aber frühestens 2018 kommen. Mit dieser Erhöhung könnten dann weitere Anlagen von der Warteliste gefördert werden. Klar ist aber bereits, dass ein vollständiger Abbau der Warteliste kaum machbar scheint. Betreibern von Photovoltaik-Anlagen wird daher auch empfohlen, auf die Einmalvergütung auszuweichen.

Der Schweizer Photovoltaik-Verband Swissolar geht davon aus, dass in diesem Jahr die mehr als 300 Megawatt Zubau von 2015 nicht erreicht werden. „Mit weiterer Förderung werden es voraussichtlich etwa 280 Megawatt neu installierte PV-Leistung sehen. Werden keine neuen Mittel frei, wird der Markt voraussichtlich eher unter 200 Megawatt bleiben“, sagt David Stickelberger von Swissolar auf Anfrage von pv magazine bereits im Mai. (Sandra Enkhardt)
*nachträgliche Korrektur: Die Erhöhung erfolgte um 0,2 Rappen, nicht von 0,2 Rappen

Mercedes-Benz Heimspeicher profitieren von E-Mobility-Entwicklung

Andreas Rückemann

Screenshot: pv magazine

Mercedes-Benz Heimspeicher profitieren von E-Mobility-Entwicklung

29. Juni 2016 | Märkte und Trends, Speicher und Netze, Topnews
Video-Interview: Im Gespräch mit pv magazine spricht Andreas Rückemann von Mercedes-Benz Energy über die Entwicklung des neuen Mercedes-Heimspeichers und darüber, dass "Overengineering" aus seiner Sicht auch von Vorteil sein kann.

Im Interview mit pv magazine Chefredakteur Michael Fuhs spricht Andreas Rückemann, Strategic Sales bei Mercedes-Benz Energy, über den neuen Mercedes-Batteriespeicher fürs Eigenheim. Im Bereich der Elektromobilität konnte Mercedes schon Erfahrung mit den eigenen Batterietechnologien sammeln, sagt Rückemann. Im Automobilbereich seien die technischen Anforderungen allerdings deutlich höher als bei stationären Heimspeichern. Das betrifft zum Beispiel den Temperaturbereich, in dem die Speicher betrieben werden können. Dass die Batterien für einen Heimspeicher damit ein bisschen „overengineered“ sind, hält Rückemann für einen Vorteil. Warum erklärt er im Video-Interview. Weitere Themen sind Garantien und Garantiebedingungen für Speichersysteme und die Arbeitsteilung zwischen Deutsche Accumotive und Mercedes-Benz Energy. (Mirco Sieg)

Shinetime China wegen Verstößen aus dem Undertaking ausgeschlossen

Weltkarte mit Flaggen davor
Mit Shinetime China hat die EU-Kommission nun den 7. Photovoltaik-Hersteller wegen Verstößen aus dem Undertaking ausgeschlossen.
Foto: EU-Kommission

Shinetime China wegen Verstößen aus dem Undertaking ausgeschlossen

29. Juni 2016 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Ein weiterer Photovoltaik-Hersteller aus China hat bei der Einfuhr seiner Module in Europa gegen die geltenden Regelungen zum Mindestimportpreis verstoßen. Die EU-Kommission schloss Shinetime China daher aus. Es muss nun die geltenden Anti-Dumping- und Anti-Subventionszölle von rund 50 Prozent zahlen, die auch rückwirkend für eine Lieferung aus dem Januar 2015 erhoben werden.

Die EU-Kommission hat mit Shinetime China den siebten chinesischen Photovoltaik-Hersteller wegen Verstößen aus dem derzeit geltenden Undertaking ausgeschlossen, in dem Mindestimportpreise und Einfuhrvolumen festgeschrieben sind. In dem am Mittwoch veröffentlichten Dokument begründet Brüssel den Ausschluss unter anderem damit, dass der chinesische Hersteller für eine Lieferung von Solarmodulen Mitte Januar 2015 zwei unterschiedliche Rechnungen ausgestellt habe – einmal unter Einhaltung des Mindestimportpreises, einmal mit niedrigeren Preisen. „Die Rechnungsnummern, die Menge der Module und die vom Unternehmen verwendeten Warencodes waren identisch. Die Zahlung, die der erste unabhängige Einführer in der Union für dieses Geschäft an Shinetime Europe tätigte, erfolgte in der Höhe des auf der Rechnung, auf der der MEP nicht eingehalten wurde, angegebenen Betrags“, heißt es im Dokument der EU-Kommission. Zudem habe Shinetime Europe keine oder verspätete vierteljährlichen Berichte über die getätigten Verkäufe nach Brüssel übermittelt.

Shinetime China habe bei der Anhörung zu dem Fall bestritten, in Europa Rechnungen und Wiederverkaufsrechnungen ausgestellt zu haben, auf denen der Mindestimportpreis nicht eingehalten worden wäre. Die EU-Kommission ging jedoch von der Echtheit der ihr vorliegenden Rechnungen aus. Allerdings sei dies auch in dem Fall irrelevant, da es weitere Beweise gab, wonach sich ein unabhängiger Abnehmer in der EU verpflichtete, an Shinetime China einen unterhalb des Mindestimportpreis liegenden Betrag zu zahlen. Dieser Betrag habe zudem genau der Summe auf der Wiederverkaufsrechnung entsprochen, bei der das Undertaking nicht eingehalten worden sei. Die Argumentation von Shinetime China, es habe sich dabei nur um eine Vorauszahlung gehandelt, ließ Brüssel ebenfalls nicht gelten.

Im Artikel 2 ihrer Verordnung erklärte die EU-Kommission die Handelsrechnung von Mitte Januar 2015 für nichtig. Für die Modullieferungen sollten nun rückwirkend die Anti-Dumping- und Anti-Subventionszölle eingezogen werden, heißt es weiter. Diese liegen für die Mehrheit der chinesischen Photovoltaik-Hersteller bei rund 50 Prozent.

Das Undertaking war zwischen den chinesischen Herstellern und der EU-Kommission ausgehandelt worden, um die Verhängung der Zölle zu vermeiden. Die Mehrheit der größeren Hersteller in China akzeptierte die Verpflichtung. Der Mindestimportpreis – der derzeit bei 56 Eurocent pro Watt liegt -gilt seit Dezember 2013. Seither hat die EU-Kommission Canadian Solar, Renesola, ET Solar, Znshine, Chint Solar und Sunny Energy wegen verschiedener Verstöße ausgeschlossen. Trina Solar beantragte nach Beginn der Auslaufprüfung im Dezember 2015 den freiwilligen Rückzug aus dem Undertaking, den Brüssel mittlerweile bewilligte.

Die Auslaufprüfung für die Mindestimportpreise und Einfuhrvolumen für die chinesischen Photovoltaik-Hersteller muss die EU-Kommission bis spätestens März 2017 abschließen. Es geht im Kern darum, ob das Undertaking und damit die Mindestimportpreise auslaufen oder verlängert werden. (Sandra Enkhardt)

Masdar and EDF pin hopes on new record low tariff for 350 MW Abu Dhabi solar plant

Masdar and EDF pin hopes on new record low tariff for 350 MW Abu Dhabi solar plant

29. June 2016 | By:  Ian Clover
Days after the Abu Dhabi-based clean energy developer won a tender to develop 800 MW of solar in Dubai, the company has teamed with France's EDF to bid for a 350 MW plant in Abu Dhabi.
Masdar solar installation, Abu Dhabi.
Abu Dhabi's Masdar, fresh from its success in Dubai, will partner with EDF in its home Emirate to build a 350 MW solar PV plant at, it hopes, the world's lowest price.
Could the world-record low tariff of $0.299/kWh agreed for the 800 MW Mohammed bin Rashid Al Maktoum solar park in Dubai be bested within a matter of days?
That is the hope of Masdar and France’s EDF, who have jointly bid to develop the 350 MW Sweihan solar park in neighboring Abu Dhabi. Speaking at a televised press conference held today, Masdar’s director of clean energy, Bader Al Lamki, said that, while the nature of all solar bids is specific, "if similar parameters are available, there will be a good probability that the [Dubai] number is achieved".
At the weekend Masdar confirmed that it had secured the rights to develop the 800 MW solar farm in Dubai from the Dubai Electricity and Water Authority (DEWA) at a tariff of just 2.99 U.S. cents per kilowatt hour.
Today, the firm said that, alongside its partners EDF, it plans to make the Abu Dhabi bid “as competitive” as the Dubai tender, with the increasingly low costs of solar panels and a potentially easier install in Abu Dhabi converging to lower projected costs per kilowatt hour for the project.
Coming hot on the heels of the DEWA tender, Abu Dhabi’s tangible embrace of solar PV marks a definitive shift beyond mere words and plans, and will be pivotal in weaning the UAE off its oil- and gas-based energy generation makeup.

Brasil pospone subasta solar de julio


Brasil pospone subasta solar de julio

28/06/16 | Noticias principales, Brasil, Desarrollo de mercado

MPX
El regulador no ha marcado nueva fecha para la licitación que tenía que producirse el día 29 de julio y en la que participaban 9 GW fotovoltaicos. El sector solar achaca el aplazamiento al cambio de gobierno y, aunque reconoce el riesgo, no teme que se cancele la licitación.
El Ministerio de Minas y Energía brasileño ha pospuesto la licitación de reserva convocada para el próximo día 29 de julio y en el que estaba prevista la participación 9,2  gigavatios de proyectos solares, el 90 por ciento de la potencia inscrita en el certamen. El resto de los proyectos inscritos a concurso corresponde a proyectos hidráulicos.
Según la regulación, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) hubiera tenido que publicar en el Boletín Oficial el aviso oficial 30 días de antelación a la realización de la licitación. Lo que a su vez hubiera tenido que ser autorizado por la junta directiva de Aneel hoy día 28 de junio, acto que no constaba en la agenda oficial del regulador y que no se ha producido.
La asociación solar brasileña Absolar ha confirmado a pvmagazine el aplazamiento de la licitación, aunque se muestra confiada en que esto no signifique la cancelación de la misma. “Todavía no se ha publicado la 'portuaria' que establezca una nueva fecha, pero confiamos en que este año se produzcan dos subastas solares”, indica Rodrigo Lopes Sauaia, presidente ejecutivo de Absolar.
Más que la reciente denegación de un aplazamiento en el cronograma para la puesta en operación de centrales resultantes de la primera convocatoria de subastas en 2014, el reciente cambio de gobierno en Brasil podría ser la causa del aplazamiento. El nuevo legislador, no obstante, habría manifestado su intención de continuar la transición solar iniciada por su antecesor, según indica la asociación solar brasileña, que confía que la subasta aplazada se produzca en este semestre y no llegue a cancelarse.
“Brasil necesita licitar este año los dos gigavatios solares que tendrán que construirse con cara a 2019 para cumplir con las exigencias energéticas”, dice Sauaia. El presidente de Absolar estima que ésta es la potencia solar que debería subastarse anualmente para cumplir los objetivos energéticos marcados por Brasil, y hace hincapié en que con cara a 2019 todavía no hay potencia contratada, fecha en la que deberían estar operativos los proyectos adjudicados en la subasta ahora pospuesta. Sauaia también indica que el regulador podría estar barajando otros mecanismos más allá de las subastas, aunque de momento no quiere dar más detalles al respecto por no estar maduros los planes del ejecutivo, quien podría estar preocupado por aspectos como la transmisión e intermitencia de los proyectos con tecnología solar.
Aunque el aplazamiento no debiera tener un “impacto significativo”, Sauaia es consciente de la importancia que el mismo pudiera tener con cara a los inversores, y muy especialmente a aquellos que están anunciando el establecimiento de instalaciones fabriles de acuerdo a las normas de contenido local impuestas por BNDES. “La continuidad es esencial para que se siga desarrollando el sector”, indica.
El retraso en esta licitación, también pudiera significar que la subasta convocada en octubre tuviera retrasos. Sin embargo, en el sector solar brasileño se espera que la toma de poderes de Luiz Barroso, que sustituye en la dirección de EPE a Mauricio Tomasquin en la dirección del ente regulador energético EPE, permita que la subasta de octubre se realice sin contratiempos.
Brasil puso en marcha en 2014 un sistema de licitaciones para la compra de energía con participación de la tecnología solar. La subasta ahora cancelada hubiera sido la cuarta subasta nacional con una categoría específica para la fuente fotovoltaica y la primera de las dos licitaciones fotovoltaicas que se han convocado este año en Brasil. La otra licitación con una categoría para la fotovoltaica, la segunda licitación de reserva de este año, se celebrará el 28 de octubre. Hasta la fecha se han llevado a cabo tres licitaciones nacionales para la fuente fotovoltaica en Brasil en las cuales se adjudicaron proyectos con una potencia en conjunto de alrededor de tres gigavatios. (María Rosado)

Developers of 99.9-MW Glyn Rhonwy pumped-storage project withdraw permit applications

Developers of 99.9-MW Glyn Rhonwy pumped-storage project withdraw permit applications

Glyn Rhonwy Pumped-Storage Hydropower Project
Hydroelectric power developer Snowdonia Pumped Hydro has withdrawn its application for environmental permits for the 99.9-MW Glyn Rhonwy pumped-storage plant from Natural Resources Wales.

Snowdonia's decision essentially halts development of the project as the NRW permits are necessary for construction and operation as they would allow for discharge into the lower Glyn Rhonwy reservoir.
"We only issue an environmental permit if we are wholly satisfied that a company's plans prove it will operate safely, without harming the environment or local communities," said Dylan Williams, NRW operations manager. "However, the applicant has not provided us with enough information to be able to make that decision."
The Welsh permitting agency said Snowdonia Pumped Hydro also did not provide enough information about its day-to-day operations and management in addition to a lack of technical information.
"If the applications were to be decided on the basis of the information provided, they would have been refused," Williams said.
The US$243 million proposal would use the abandoned Glyn Rhonwy and Chwarel Fawr slate quarries, with a 20-meter-high dam to be constructed on the upper reservoir and a 15-meter-high dam on the lower reservoir.
The project was proposed in 2013 as a 49.9 MW scheme before Snowdonia Pumped Hydro received approval from the UK Planning Inspectorate to increase its output by 50 MW in December 2014.
The Crown Estate agreed to lease 13 hectares of land to Snowdonia Pumped Hydro last April, at which point the project was expected to be operational by 2019.
The developer must now determine whether it will resubmit its application for environmental permits in greater detail.
If constructed, The Glyn Rhonwy would be Britain's first new grid-scale power storage facility in more than 30 years.
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‘Tesla Solar’ Wants to Be the Apple Store for Electricity

‘Tesla Solar’ Wants to Be the Apple Store for Electricity


Tesla Motors Inc.’s bid to buy the biggest U.S. rooftop solar installer has little to do with selling cars. Rather, it’s about solving two of the biggest problems standing in the way of the next solar boom. And perhaps a good deal more.
When Chief Executive Officer Elon Musk came out last week with his $2.86 billion plan to acquire SolarCity Inc., it was almost universally derided as a risky financial move that threatens to derail the electric car maker at its most critical moment.
That’s undoubtedly true. But in the dozens of analyst notes and news stories that picked apart the deal, there’s been little attention paid to what we’ll call “Tesla Solar” and how it could transform the power sector. It’s actually a really big idea.
Solar Problem No. 1: It’s too complicatedConsider the average homeowner who might be vaguely interested in adding rooftop solar. Where does the process start?
Adding solar requires customers to sort through competing technologies and complex financing schemes with no household names to turn to. And then there’s the aesthetic impediment: Solar panels alter the look and value of one’s most important personal asset—the home. It’s a big leap of faith, even in regions where adding solar is an economic no-brainer.
This problem has dogged solar companies for years. Vivint Inc. has legions of door-to-door salesmen, while others have deployed mailers, robocalls, sports sponsorships, and internet search ads. None of it resonates all that much.
Musk, who turned 45 on Tuesday, wants to change this daunting transaction in the same way the Apple Store changed the way we buy consumer electronics. Fifteen years ago, Apple Computer Inc. (as it was known then) faced problems similar to those hobbling solar today. Buying a computer was a big investment: They were complicated, the benefits uncertain, and the choices undifferentiated. Sound familiar?
With the opening of the first Apple Stores, electronics shopping turned from exasperating to joyful. Consumers got to touch and play with the products and ask questions from no-pressure salespeople. Early critics said the stores had too few products and would never make money, but before long the stores themselves became a destination.
Tesla showrooms are cast from the same mold. At the new Tesla outpost in Brooklyn’s Red Hook neighborhood, customers sip free espresso and chat about cars. People go there to learn about electric vehicles often for the first time, and much of the experience is focused on education. Central to all of the showrooms is a stripped-down aluminum Tesla chassis, so customers can get a feel for how the battery and electric motors work. You can even take a test drive with the kids in a tricked-out $130,000 Model X SUV, and no one will ever ask if you want to buy a car, let alone haggle over prices and options if you do.
For solar companies, one of the biggest costs is making that initial connection. For every dollar SolarCity spends on marketing, it installs only an additional half-watt of solar power, according to Bloomberg New Energy Finance (BNEF). To put that in perspective, a typical rooftop solar system in the U.S. is rated at more than 5,000 watts.
This is the biggest reason rooftop solar costs almost twice as much at SolarCity ($3.20 per watt) as similar systems in Western Europe or Australia ($1.70 per watt), according to BNEF. Most people in the U.S. just ignore the expensive marketing anyway: A BNEF survey found that 40 percent of buyers were referred by a friend or family, and 28 percent instigated the purchase themselves.
Other retail companies have experimented with solar partnerships—including Home Depot Inc. and Ikea—but the strategy never really took off for these retail megastores. The solar industry is a product in need of an Apple Store, and Tesla happens to have hundreds of showrooms with very few products to sell. Critics of the SolarCity deal brushed aside the so-called synergy of selling cars and solar panels in the same location, but that may miss the point. Is a customer likely to walk in and buy both at the same time? No more likely than an Apple Store customer will buy an iPhone and a desktop Mac simultaneously.
Instead, what ties the cars-plus-solar Tesla store together is an implicit guarantee of good customer service and sophisticated technology that’s easy to use. That’s branding that can never quite come together so long as Tesla and SolarCity remain separate companies. But together, it just might expand the entire market for solar. A Tesla showroom finally answers that question asked by millions of homeowners: Where do I start?
Solar Problem No. 2: The sun goes downHere’s where things get interesting. Tesla isn’t just a car company looking to buy a solar company. It’s also a battery company that wants to link its two biggest markets: energy supply (solar) with energy demand (electric cars). Cheap and efficient batteries are what make Tesla cars possible, and they have the potential to change the economics of solar, too.
The solar-plus-battery bundle hasn’t really caught on yet. SolarCity’s total bundled sales thus far number in just the hundreds. But that’s because the batteries are still too expensive, and because a government policy known as net metering makes it more profitable to sell solar power back to the grid. Both of these obstacles are about to be flattened. Musk is betting that, in the next five years, the price of solar bundled with batteries will cost less than electricity from the power company.
A Tesla Powerwall battery currently costs about $3,000 for a 6.4-kilowatt-hour (kWh) battery, not including the considerable costs of the power inverter and installation. That’s a lot of money for a little bit of electricity. But Tesla plans to announce the first production of battery cells from its massive “Gigafactory” in Nevada later this summer: When fully up and running, it will produce more battery capacity than the entire global market for lithium ion batteries made last year. The scale is crucial for the rollout of Tesla’s mass-market Model 3 electric car, due in 2017.
By 2020, Tesla is aiming to bring the cost of battery packs down to about $100 per kWh—from an industry average of $1,000 in 2010 —according to RBC Capital Markets analyst Joseph Spak. At that price, a Tesla Powerwall battery could cost as little as $640 to make. With an integrated Tesla Solar company, the additional costs of bundling a battery with a $25,000 rooftop solar system would be minimal. At that point, it almost makes sense for Tesla to install batteries as standard with every new solar project.
Net metering rules, which require electric utilities to buy back rooftop solar from customers at retail rates, are the biggest U.S. subsidy for solar power. But as solar power spreads, the policy will begin to destabilize grid economics. Several states have reversed their rules already, most notably Nevada, where the abruptness of the turnabout left customers in the lurch with overbuilt solar systems and no way to recoup costs. Higher-capacity battery storage will eventually allow solar customers to profit from their solar systems with or without net metering. It's investment security for the homeowner.
A group of solar firms and utilities are pushing to keep net metering rules in place until at least 2020, according to Peter Rive, SolarCity’s chief technology officer. After that, the company plans to begin including batteries with most of its solar systems, Rive told investors on a May 9 call.
Next Up: Tesla EnergyEverything described thus far is the beginning, not the end, of the possible advantages of "Tesla Solar." What comes next is more speculative, but perhaps more profitable. Basically, there are regulatory changes that are coming to U.S. utility markets that could allow Tesla to dip into one of the most lucrative businesses in the power sector. Tesla could become a sort of power company itself.
“Musk’s intentions are larger than simply adding a third product category,” said BNEF analyst Hugh Bromley. “The future of Telsa Energy could be in energy services.”
The idea is that Tesla could create its own electricity network, aggregating bits of power from thousands of batteries and rooftop solar systems it installs for customers, and sell that energy back to the grid when demand is greatest. This could be used to provide the grid with extra generating capacity during hours of peak demand. But an even brighter market for a network of lithium ion batteries may be to smooth out the tiny surges and shortfalls of the electricity supply that occur throughout the course of any given day.
“This is the most popular service for stationary storage, as it pays so well,” said BNEF analyst Julia Atwood. “And it pays so well because the provider has to respond incredibly quickly and accurately, which is something batteries do very well.”If Tesla produces the cheapest lithium ion batteries available, and it begins to offer them standard with every rooftop solar system that Tesla Solar sells, it could suddenly find itself in control of a very large supply of flexible battery storage. The proceeds could be shared with customers directly or used to subsidize the upfront cost of rooftop solar installation.
This “is the dream,” said Yayoi Sekine, a BNEF analyst. “But there are so many hurdles to get there.”
Aggregating battery and solar capacity into a virtual power plant isn’t a particularly new idea, and it’s one that companies like SolarCity and Enphase Energy Inc. have flirted with in the past. It just hasn’t yet had the scale or the regulatory freedom that the business requires. But California, New York, and Texas are all working on plans that would allow this very scenario to play out.
Why now, and why SolarCity? Without a merger, Tesla could continue selling batteries to various solar installers, including SolarCity, but its would always compete in a commodity market for the cheapest battery. The solar project itself would be branded SolarCity (or Vivint or Sunrun), instead of using the Tesla name, and it wouldn’t be Tesla that aggregates and profits the most from its batteries.
Tesla and SolarCity also have complementary product announcements coming up that make sense for the timing of a deal. Tesla is about to cut the ribbon on the world’s biggest battery factory and unveil the next version of its Powerwall battery pack. SolarCity is getting ready to reveal a new line of high-efficiency panels that it developed from its acquisition of California startup Silevo Inc. in 2014. Musk said he wants to put his mark on those panels, which will be produced in the largest U.S. solar panel plant, which is still under construction.
Like Tesla’s cars, SolarCity’s new panels will be made in the U.S. and sold by the company’s thousands of in-house installers. Here are some of the plant's particulars:
SolarCity’s Panel Gigafactory Cost: $750 million Location: Buffalo, New York Manufacturing capacity: 10,000 panels a day Power: 1 gigawatt of panels a year Panels: Industry-leading efficiency; Musk promises new aesthetics that add value to the home Start date: 2017The acquisition really couldn’t have happened with another solar producer. SolarCity has the right scale of operations and the American-made panel factory. It’s also hopelessly tangled up with Tesla already. There’s only one member of SolarCity’s board who doesn't have direct ties to Tesla, and two-thirds of Tesla’s shareholders already own shares of SolarCity.
While the timing does complicate Tesla’s unprecedented ramp-up of its Model 3 electric car production, the competition for electric and autonomous cars is only going to get more fierce. Companies including Apple, Volkswagen AG, General Motors Co., and Daimler AG have all committed to electric vehicle programs to challenge Tesla. Musk’s ambition creep is all his company has ever known, and is probably all it will ever know if it’s going to succeed against the biggest technology and automobile companies in the world.
Is SolarCity a major distraction for Tesla? Probably. Does it add existential risk to both of these long, cash-torching bets? Most likely. Are the conflicts of interest messy? Definitely. But could the deal also result in the world’s first clean-energy juggernaut, a company that does for solar power, batteries, and electric cars what Apple did for computers, phones, and software apps? It’s worth considering.
Lead image: Apple Store via Flickr.

The Paris Agreement: What it Means for Business



The Paris Agreement: What it Means for Business
June 2016
The Paris Agreement, on climate change agreed at COP21 in late 2015, was a landmark international agreement which reinvents and reinvigorates collective international action to address climate change. But what does this mean for businesses and their global operations?
In partnership with Business for Social Responsibility, the We Mean Business Coalition and the NewClimate Institute, DLA Piper has co-authored The Paris Agreement: What it Means for Business - a qualitative and quantitative report interpreting the key implications and impacts of the Paris Agreement for business.
This special report provides analysis on market opportunities across economies and sectors under the Paris Agreement. It also provides information on future risks arising from climate change, as well as insights into actions taken by leading businesses in an increasingly competitive and "green-conscious" economy.
This report was launched at the Business & Climate Summit in London, by Aron Cramer (President and CEO, Business for Social Responsibility) with a panel which included Christiana Figueres (Executive Secretary, UNFCCC), Michel Madelain (Vice Chairman, Moody's Investors Service), Jean-Dominique Senard (CEO, Michelin) and Maherndra Singhi (Group CEO and Whole Time Director, Dalmia Cement (Bharat) Limited).
We would like to share this report with you and hope you find it to be an informative read.
For more information, please contact Stephen Webb, Simon Huxley or Joanna Zhou