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Dienstag, 30. August 2016

Mit deutscher Hilfe: Kuba setzt auf den Ausbau Erneuerbarer Energien

Mit deutscher Hilfe: Kuba setzt auf den Ausbau Erneuerbarer Energien

Wie bei den meisten Karibikstaaten ist auch auf Kuba der Anteil der Erneuerbaren Energien noch vergleichsweise niedrig – und liegt aktuell bei gerade einmal vier Prozent. Interessanterweise wurde das Land trotzdem vor einiger Zeit von der Umweltschutzorganisation WWF zum nachhaltigsten Land der Welt ernannt. Dies lag vor allem daran, dass das Land seit dem Jahr 2004 ein ambitioniertes Energieeffizienzprogramm aufgelegt hat. Nun will die kubanische Regierung allerdings auch den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Angriff nehmen. Bei einem Besuch des deutschen Umweltstaatssekretärs Jochen Flasbarth wurde bekannt gegeben, dass bis zum Jahr 2030 der Anteil der nachhaltigen Energieproduktion auf 24 Prozent steigen soll. Dazu beitragen soll vor allem der Ausbau der Solar- und Windenergie sowie der Biomasse.
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Internationale Unterstützung für den Ausbau des Stromnetzes

Unterstützung erhält das Land dabei durch die Internationale Klimaschutzinitiative des Bundesumweltministeriums und der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA). Neben der eigentlichen Produktion steht dabei vor allem der Ausbau und die Anpassung des Stromnetzes im Mittelpunkt. Denn schon heute wird auf Kuba oftmals Solarstrom eingesetzt, um abgelegene Häuser und Dörfer mit Strom zu versorgen. Diese Energie wird dann allerdings direkt vor Ort verbraucht. Deutlich anspruchsvoller ist es hingegen, den so produzierten Strom über die ganze Insel zu verteilen. Konkret ist dabei geplant jeweils 700 Megawatt an Kapazitäten bei Wind, Sonne und Biomasse aufzubauen – ohne dass dabei das Stromnetz insgesamt überlastet wird.

Kuba ist unmittelbar von den Auswirkungen des Klimawandels betroffen

Kuba setzt mit dem nun geplanten Ausbau der Erneuerbaren Energien seine Verpflichtungen aus dem Weltklimavertrag von Paris um. Die Karibikinsel ist dabei von den Auswirkungen des Klimawandels bereits heute unmittelbar betroffen. Denn die Tabakbauern, die den Rohstoff für die berühmten Havanna-Zigarren anbauen, leiden immer stärker unter Wetterkapriolen. Dies wird für die Regierung auch deshalb zum Problem, weil der Export von Tabakprodukten zu den wichtigsten Devisenbringern des Landes gehört. Außerdem wird die Erderwärmung auch mit einer Zunahme an Wirbelstürmen in Verbindung gebracht – wovon Kuba auch immer wieder betroffen sein dürfte.
Via: Klimaretter

Wellenenergie: Strom aus einem tanzenden Schwimmkörper

Wellenenergie: Strom aus einem tanzenden Schwimmkörper

3,5 Prozent des Weltstromverbrauchs könnten per Wellenenergie gedeckt werden. Mehr als ein Dutzend Entwickler in aller Welt haben entsprechende Anlagen entwickelt. Den großen Durchbruch hat noch niemand geschafft. Meist blieb es bei Prototypen, genauer Eintagsfliegen.
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40 Tonnen schwerer Teststand

Nemos will es anders machen. Das Duisburger Unternehmen, das aus der Universität Duisburg-Essen (UDE) ausgegründet wurde, geht die Sache langsam und systematisch an. „Wir haben mit einem Versuchskraftwerk am dänischen Limfjord begonnen“, sagt Jan Peckolt, einer der beiden Geschäftsführer. Es besteht aus einem 3,5 Meter langen Schwimmkörper, der mit Seilen an drei Punkten auf dem Meeresgrund verankert ist. Ein drittes Seil führt zu einem sechs Meter hohen Mast, an dem ein Generator befestigt ist. Die Wellen lassen den Schwimmkörper tanzen, sodass das vierte Seil den Generator in Gang setzt. Er erzeugt Strom. Er dreht sich auch weiter, wenn das Seil sich lockert. Dafür sorgt ein mechanischer Umsetzer.
„Unser Kraftwerk hat einen höheren Wirkungsgrad als andere Wellenkraftwerke“, sagt Peckolt. Auch das soll Garant für den Erfolg sein. Ebenso ein Versuchsstand, der an der UDE installiert worden ist. Er wiegt stolze 40 Tonnen und ist neun Meter hoch. Getestet wird hier die Energieerzeugungseinheit aus Generator und Umsetzer. Die Bewegungen des Schwimmkörpers simuliert ein Motor. „Hier wird unter kontrollierten Laborbedingungen geprüft, wie effizient und zuverlässig die zentrale Energiewandlungseinheit funktioniert“, sagt Professor Holger Hirsch vom UDE-Fachgebiet für Energiespeicherung und -transport.
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Ein paar Dutzend Kilowatt

Nächster Höhepunkt ist 2017 die Installation eines Wellenkraftwerks vor der belgischen Küste in der Nordsee. Der Schwimmkörper hat eine Fläche von 16 Quadratmetern und ist 75 Meter hoch. Die Energieerzeugungseinheit ist an einem 20 Meter hohen Mast befestigt, der elf Meter aus dem Meer herausragt. Die Leistung liege im zweistelligen Kilowattbereich, so Peckolt. Bei kommerziellen Anlagen wird es etwa zehnmal so viel sein. Der Strom wird über einen nahe gelegenen Knoten ins belgische Netz eingespeist.

Wellenenergie ergänzt Windkraft

Peckolt sieht im Wesentlichen zwei Regionen, in denen Nemos-Wellenkraftwerke errichtet werden können. Zum einen an den mehrere hundert Meterlangen Terminals, an denen Gas- und Öltanker ihre Fracht löschen. Ganze Gruppen von Kraftwerken könnten dort installiert werden. Die Energieerzeugungseinheiten würden dann einfach im Gestänge befestigt. Auch Offshore-Windparks bieten Möglichkeiten. Die Generatoren würden dann an den Masten der Mühlen befestigt. Der Strom könnte über die Kabel an Land geschafft werden, die für den Windpark verlegt worden sind.

2040 werden Computer mehr Energie verbrauchen, als wir produzieren können

Wir leben in einer Welt, die immer mehr technologisiert wird. Immer mehr Alltagsgegenstände werden von einem Computer gesteuert. Das macht den Umgang mit den Geräten zwar oft einfacher, verbraucht aber auch eine ganze Menge Energie. Die Semiconductor Industry Association kam in einer aktuellen Untersuchung nun zu einem alarmierenden Ergebnis: Wenn wir weitermachen wie bisher, werden wir im Jahr 2040 mehr Energie für Computer benötigen, als wir produzieren können.
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HRSK-II Supercomputer Foto: Robert Gommlich/ZIH

2040: Eine Erde mit zu wenig Strom?

Im Jahr 2040 werden wir ganz gewaltige Probleme mit der Energieversorgung bekommen, prognostiziert die Untersuchung. Die Hauptschuld wird dabei die immer weiter zunehmende Nutzung von Computern tragen. Die Untersuchung hört auf den etwas langatmigen Namen „International Technology Roadmap for Semiconductors 2.0″ (ITRS). Bereits heute verbraucht die Computer-Infrastruktur weltweit einen großen Teil der verfügbaren Energie, so die Forscher in der Studie. Die aktuellen Wachstumsraten im Elektronikbereich und in der Energieproduktion lassen keinen anderen Schluss zu, als dass uns irgendwann der Strom ausgehen wird.

Fusionsenergie als Allheilmittel

Computing will not be sustainable by 2040, when the energy required for computing will exceed the estimated world’s energy production„, heißt es recht unmissverständlich in der Untersuchung. Die Lösung ist so einfach wie kompliziert: Wenn wir es mit den derzeitig verwendeten Methoden nicht schaffen werden, dem steigenden Energiehunger Herr zu werden, dann müssen neue Methoden her, um Energie zu gewinnen. Ein guter Kandidat ist Kalte Fusion, der „heilige Gral“ der Energieproduktion. Fusionsenergie könnte die Energieprobleme der Welt auf einen Schlag lösen und eine nahezu unerschöpfliche Energiequelle bereitstellen, die nicht nur sauber, sondern auch sicher ist. An entsprechenden Projekten wird weltweit geforscht, unter anderem auch in Deutschland.

Was wir bis dahin tun können

Ob wir bis 2040 aber weit genug sind, um Fusionsenergie effektiv und vor allem flächendeckend nutzen zu können, steht noch in den Sternen. Also müssen alternative Pläne her. Ein möglicher Schritt wäre sicher, die Energiekonsumption einzuschränken. Ein nicht geringer Anteil der Computer-Infrastruktur ist nicht lebensnotwendig oder unabdingbar, um in Industrienationen die öffentliche Ordnung aufrecht zu erhalten, sondern dient dazu, uns das Leben angenehmer zu gestalten. Weltweit gibt es unzählige Rechenzentren, die existieren, damit wir von überall aus Zugriff auf die Cloud haben oder über Netflix stundenlang Serien schauen können. Wenn es hart auf hart kommt, ließe sich sicher Einsparungspotential finden. Aber es liegt in der Natur des Menschen, sich nicht gerne einzuschränken, also wäre der weitaus bessere Plan, die Löcher in der Energieproduktion zu schließen, bis es der Menschheit gelungen ist, den Durchbruch in Sachen Fusionsenergie zu erzielen.
Konzepte, die genau das erreichen könnten, gibt es auf jeden Fall. So arbeiten Wissenschaftler in Kalifornien beispielsweise daran, riesige Solarkraftwerke im All zu errichten, die die produzierte Energie dann mit Hilfe von Mikrowellen zur Erde schicken. Ein interessantes Projekt sind sicher auch Osmosekraftwerke.
Ob es wirklich 2040 so weit sein wird, ist wohl nicht in Stein gemeißelt. Fest steht aber: Der steigende Energiebedarf wird die Menschheit eines Tages an einen Punkt bringen, an dem Alternativen zur Stromherstellung gefragt sind. Glücklicherweise haben wir bereits jetzt das ein oder andere Eisen im Feuer und arbeiten daran, dem Problem zu begegnen.
via Techworm

France Plans Tender for 3 GW of Solar Plants by 2020

France Plans Tender for 3 GW of Solar Plants by 2020

solar
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France announced an upcoming tender for 3 GW of solar power plants.
Energy Minister Segolene Royal put out a request for project proposals for solar farms, according to a statement on the ministry’s website. It is seeking six projects with 500 MW of capacity apiece.
The solar farms will be built between 2017 and 2020. Winners of the tender will be paid a premium on top of their electricity sales revenue from the wholesale power market by the state. The support mechanism, known as “additional renumeration” was passed in May.
France has set a target to increase capacity from 6.7 GW to 10.2 GW by the end of 2018 and to 20.2 GW by 2023.
©2016 Bloomberg News

How Medium and Small Firms Can Join the Renewable Energy Rush

How Medium and Small Firms Can Join the Renewable Energy Rush

renewable energy
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Renewable energy purchasing has evolved into a sophisticated combination of savings calculations incorporating demand charge savings, multiple energy pricing options, and increasingly flexible generation siting. Large corporations have embraced this trend, by buying more renewable energy than ever — a recent PwC survey showed 72 percent of surveyed firms are actively pursuing clean energy procurement.
While this trend benefits firms with dedicated staff to evaluate decisions like building on-site generation versus buying off-site supplies, or navigating the complex contracting process, not all businesses have these resources available to them.
Fortunately, smaller firms without energy management teams specializing in these deals don’t have to overlook the ability of renewable energy purchases to cut costs and boost environmental performance — as long as they follow a few evolving best practices.
Renewables Can Save Big — If The Calculus Is Correct
Evaluating the financial benefits of renewable energy should be the first step in any firm’s decision to invest in their own clean energy generation, or to purchase output from an off-site power plant. Indeed, 76 percent of PwC survey respondents said attractive ROI/payback was the main driver in their intent to purchase.
First, identify electricity consumption and utility spend data for an in-house review in line with the management adage of “what gets measured gets managed.” Savings have traditionally been in the 15-20 percent discount range for a customer’s effective rate, but with the low price of natural gas and short-term power rates depressed by the shale gas boom, customers should target savings between 5-15 percent depending upon utility rates. Natural gas prices have begun bottoming out, and given today’s depressed gas market, a lower savings margin is more realistic.
Second, determine the appropriate percentage of solar energy to procure compared to total electricity consumed. Ironically, buying too much clean energy may result in penalties – some states penalize utility customers for purchasing more than 100-110 percent of their annual energy usage through renewables, since they want to avoid consumers becoming net generators of electricity back to the grid. This threshold is determined by state net metering regulations, which may change over time, so keep current with legislative mandates and regulatory changes.
When negotiating contracts, push for flexibility on purchase commitments. By better understanding potential changes to power usage and demand charges from energy efficiency improvements (or other changes to load or consumption), firms can optimize renewable energy purchases to minimize unexpected utility charges.
Beyond stabilizing costs at a lower rate, firms can also realize additional savings from on-site generation through reducing utility demand charges. Demand charges are based on maximum electrical usage over a specific period of time; some utility tariffs base maximum demand on the annual peak over a 12-month period, or on a monthly peak demand.
Water makes an apt analogy here — consider demand charges as based on the size of a pipe and not how much water actually flows through it. If an on-site solar facility will reduce a businesses’ energy profile, target savings by lowering demand charges.
Which is Better — On-Site or Off-Site Generation?
Once expected cost savings are identified, evaluate whether investing in on-site generation or contracting for supply from off-site projects is better.
Available roof or property space often determines if on-site (or behind-the-meter) projects are best. If ample roof and ground space are available, on-site generation may realize cost advantages by using existing infrastructure to interconnect to a utility’s distribution or transmission network, compared to the extra cost of interconnecting a new solar system to the utility grid.
However, the option of connecting on site is limited for a large majority of commercial and industrial customers. The National Renewable Energy Laboratory estimates at least 48 percent of businesses in America don’t have suitable roofs to host solar arrays. Fortunately, two fairly recent market developments can meet renewable energy demand from off-site generation — virtual net metering (VNM) and community solar.
VNM is ideal for businesses unable to host on-site renewables generation or those unsure about entering into a project lease because of property concerns. For instance, corporate properties could be less than ideal for siting solar due to the following issues: Is the property a brownfield requiring costly site cleanup before development can occur? Could the facility close or relocate, resulting in added cost for removing the solar array or complexities re-routing the energy to another location? Is the roof north facing, ten years or older, in poor condition, or already encumbered by machinery taking up space?
Contracting to buy electrical output from renewable energy facilities located several miles off-site can cut costs and emission without worrying about being locked into an array firms may no longer need and which is physically located at one site. The decision isn’t an either/or proposition — 80 percent of the PwC survey respondents said they were planning both on-site and offsite VMN purchases. Whether working with a solar developer or purchasing renewable energy at scale from local utilities, options abound.
Firms should seek VNM contract flexibility up front. Some states will allow shifting off-takers from one location to another, but it’s state-specific and predicated by regulations. VNM availability varies by location but states like Massachusetts and New York have enabling policies in place for commercial, municipal, and residential off-takers — compare this to states like Connecticut and Rhode Island where only municipal off-takers can participate in VNM at this time.  As more states put in place legislation enabling VNM, a greater number of commercial and industrial customers can adopt solar nationwide.
Community Solar’s Commercial Upside
Firms may also want to consider community solar — while these projects are typically targeted toward residential customers, commercial customers can be a particularly good fit as anchor off-takers to accompany a pool of residential customers.  Many states cap community solar projects at a certain size (for instance two megawatts per project in Massachusetts and New York), but the larger demand represented by a commercial customer may make its buying power more attractive to a project developer who may in turn pass along a more favorable price.
Consider it this way — community solar projects need a certain amount of demand in order to be profitable, and multiple small-scale residential customers who may shift subscriptions don’t provide the certainty of one commercial customer. If a firm can sign up as an anchor client consuming 50 percent of a project’s output, the project developer can count on a higher rate of return and may provide a favorable price discount for the customer.
Careful When Marketing Environmental Attributes
Costs are a key consideration, but many corporate renewable energy deals still focus on emissions reductions — 85 percent of the firms surveyed by PwC said sustainability goals or cutting greenhouse gases were the main driver of their deals. While purchasing carbon offsets or renewable energy credits traditionally sufficed for branding purposes, declining project costs now mean customers can buy clean energy and save money.
If sustainability is the main driver, be careful about marketing the environmental benefits of renewable energy purchases. For instance, installing onsite solar, but selling the renewable energy credits it generates may complicate claims about reducing greenhouse gas emissions. Any business worried about public perception can always consult an outside certification entity like Green-e to ensure compliance with environmental claims.
Realize Renewable Energy’s Upside      
Renewable energy represents huge upside for all corporate buyers — not just large corporations. Innovative and well-developed renewable energy policies will mean wider adoption of VNM across the U.S., increased energy cost savings, and reduced global warming caused by harmful greenhouse gas emissions — making green business synonymous with good business.

Portugal/Spain: Storage and self-consumption main new market drivers - removal of minimum price crucial Frank Niendorf says

Portugal/Spain: Storage and self-consumption main new market drivers - removal of minimum price crucial Frank Niendorf says

8/26/16, 11:00 AM -
Expert interview: Frank Niendorf, General Manager of Jinko Solar Europe talks about market opportunities in Spain and Portugal. He sees net-metering, self-consumption and storage combined with lower costs and attractive financing conditions as main drivers. However, the EU minimum price for Chinese modules needs to be eliminated to allow system prices further decline. Especially Spain needs a reliable regulatory framework for PV.
Frank Niendorf, General Manager Europe, Jinko Solar, talks about PV market drivers and hurdles in Portugal and Spain.

Spain and Portugal offer lots of sunshine, but have not been ranked within the top ten PV markets in Europe last year. Especially Spain got negative headlines because of retroactive taxation and financial charges of solar self-consumption. How do you see the business opportunities for that region?

Frank Niendorf: Yes, both Spain and Portugal should certainly be two of the most attractive PV markets in Europe if you only look at the high annual irradiation. There is hardly any other country in Europe which can offer lower LCOE (levelized cost of electricity), which could be used as a competitive advantage with the right industrial political decision making in place. Unfortunately neither Spain nor Portugal so far made smart use of their natural resources. The regulatory environment for solar was never really efficient, well-controlled or sustainable. Either there was the one extreme of an over-subsidization like in Spain in 2008, which led to an immediate installation boost of around 2.8 GW annually or there was the other extreme of hardly any support or even a retroactive penalization (solar tax) during the last years. However, with the learnings from the past years and the PV system prices having reached a level, which will allow grid-parity projects in both Spain and Portugal we are confident that both countries will soon turn around and get back to a promising PV installation growth story. Interesting investment opportunities are developing as we speak, which can turn into a promising important economic stimulation for both countries provided an efficient regulatory framework is set up.

What are key driving factors for further PV market growth there?

Of course the excellent natural conditions (annual irradiation, available space, etc.) for solar have not changed in that region and are amongst the best you can find in Europe. The key driver for a positive outlook are the significantly reduced PV system costs in combination with very attractive financing costs leading to significantly reduced LCOE compared to some years ago. The fact that PV has reached grid parity in both countries means that mechanisms like self-consumption or net metering would be naturally competitive. It seems that finally all political parties can agree on such a model. Also storage solutions will become a major driver and game changer for the Iberian peninsula.

Where are still some major hurdles from your point of view?

The permanent changes of the Spanish regulation (numerous real decreto announcements) made foreign and local investors lose interest in the Spanish PV market. Investment security is key for sufficient financing capital flowing into a market. Spain needs to come up with a sustainable and reliable regulation for PV systems independent from any subsidies and this will finally also lead to the required investor confidence in this market. Of course political stability and consistency is a precondition for a reliable RE energy regulation. In Portugal the main hurdles are too high system prices. Module prices would need to go below € 0.40/W to trigger a significant market growth. This is the existing price level of modules outside the EU, where there is no minimum price for Chinese modules that artificially keep up the price level. For the utility scale projects in Portugal some international project financing support would facilitate the project realization.

How much have you installed so far in those countries and what are your expectations for this and next year?

The Spanish market has been non-existent during the last years. Compared to the golden years when there was an annual installation volume of around 2.8 GW in 2008, last year we only saw roundabout 50 MW of annual installations which will be similar to this years installation capacity. In Portugal the annual installation capacity last year was even lower than in Spain. However, we can see a significant demand increase during first half of this year already and this trend will hopefully go on. Being one of the second biggest module manufacturers in the world it is our ambition to hold a market share of at least 10 percent. For next year and onwards we are more optimistic and see a chance for a real turn around. Some of our development partners and customers are already actively involved in the development of utility scale projects based on PPAs. Also there are plans on a public bidding process for 0.5-1.0 GW of PV, which, however, is not officially confirmed, yet. The number of gigawatts that have requested a connection to the grid (some of them have already submitted security bonds) is a good indicator for the future market potential. Key will be to see the EU minimum price (MIP) for Chinese modules go away in 2017. Once this has happened, it will immediately lead to a significant drop of PV system prices. Module prices need to be below € 0.40/W, which will be the most efficient driver for a big growth in new PV installations across all market segments.

What market segment is especially interesting for you?

We see good long-term potential for both utility scale projects as well as for the smaller residential and commercial rooftop market segment. Utility scale projects will be triggered by aforementioned reduced LCOE. For the rooftop market especially our module optimization technology (smart modules) is becoming more and more attractive. Jinko Solar will serve both segments. The company has a competitive advantage in the utility scale project segment thanks to strong bankability, leading cost competitiveness and available production capacity of 6.5 GW yearly. The residential and commercial rooftop segment Jinko will address through our reliable distribution partners who appreciate our loyalty and commitment to a three-step-distribution strategy (manufacturer, wholesaler, installer) since we have never done the mistake to sell directly to our customers’ clients.

What are the perspectives for energy storage and self-consumption?

As mentioned before we see self-consumption, net metering and energy storage as the main drivers for a new market growth in both Spain and also Portugal. In both countries the existing self-consumption schemes allow economically viable investments. Given today's and the future electricity prices and continuously falling PV system costs, the self-consumption momentum cannot be stopped. Especially in combination with new energy storage solutions, which are currently falling in costs same like PV modules did in the last years, there will be a strong trend towards decentralized electricity supply.

Do you have offices in the region and what services do you offer? Who are your local partners and how do you collaborate with them?

Yes, Jinko Solar always believed in the long-term potential of the Spanish and Portuguese market and we do have a professional team in Spain based in our office in Madrid, out of which we can offer professional services locally. Unfortunately some of our former smaller Spanish installation partners had to leave the local market because of the lack of local demand. However, on the positive side our strategic EPC partners in both Spain and Portugal like Acciona, Martifer, Grupotec, Gransolar, just to name some of them, decided to expand internationally years ago, which allowed them to continuously grow. Now they are ready to come back to Spain and Portugal and have started to develop their home market again, which Jinko will be happy to help them with. Our customers appreciate our professional support with local teams available to help them in different fields like technical pre and after sales support, new business development, co-marketing, logistic support a lot. Jinko’s value proposition is long-term and goes far beyond simple module supply.
The Interview was conducted by Hans-Christoph Neidlein

IHS Markit: Growing ground-mounted PV pipelines in Ireland, Portugal and Spain await policy support – next hotspot Ireland

IHS Markit: Growing ground-mounted PV pipelines in Ireland, Portugal and Spain await policy support – next hotspot Ireland

8/26/16, 8:00 AM -
The demand for ground-mount photovoltaic (PV) capacity in Europe will decline by 40 percent in 2016 over the previous year, but recovery is expected after 2018. Part of this rebound could take place through future demand in Ireland, Portugal and Spain as soon as the regulatory framework is adapted.

A lot of solarparks could be constructed within the next two years in Europe, if the regulatory framework is adapted, IHS Markit says.
IHS Markit has observed an evolution of ground-mount PV pipelines in European markets without explicit support for such projects, including Ireland, Spain and Portugal. “As we have seen in other countries in the past, these planned projects could be installed very quickly, as soon as a regulatory framework can ensure sufficient revenues for investors”, Josefin Berg, senior analyst at IHS Markit said.

Spain: Pipeline of more than 10 GW

In Spain, recently announced initial plans for a renewable power tender that could include 2 gigawatts (GW) of solar power is reviving the hope to deploy PV plants among developers with planned projects in this currently dormant market. More than 8 GW of PV projects under development have secured grid-connection permits over the past four years, but the majority has not advanced further.

Risky hope on selling wholesale power

Of these projects, IHS Markit is tracking close to 2 GW that have advanced over the past year toward receiving final construction approval. The developers of these projects claim that the revenue from these projects would come from selling power on the wholesale power market, an approach that IHS Markit deems highly risky, with low chances for most projects to secure the necessary financing. However, a potential PV tender increases the likelihood that some of the pipeline projects could be built over the next five years.

Portugal: 2.3 GW grid-connection applications

PV developers in Portugal also claim to target the wholesale power market, but with smaller scale than in Spain.  In fact, grid-connection applications for 2.3 GW of projects have already been filed, but until Portugal announces a solid support scheme for large-scale PV plants, the majority of planned projects are unrealistic. “It will be very difficult to finance projects without fixed-rate power purchase agreements. Iberian power prices do not justify such an investment, and PV projects need guaranteed long-term revenues to be viable”, Berg says.

Ireland: 3 GW pipeline - incentive scheme in 2017

In Ireland, policy makers are preparing an incentive scheme to come into place in 2017. This is also the European market where the PV pipeline has grown most rapidly over the past year. IHS Markit currently tracks 3 GW of PV projects in Ireland at various stages of permitting. All of these projects are betting on future incentives for ground-mount PV projects. Few details have been released regarding the tariffs or conditions in a future support scheme. “If an attractive scheme comes into place, a wave of construction activity can be expected”, Berg stresses.

Regulatory provisions yet have to be rolled out

These are three markets, where developers have eagerly built up PV pipelines in anticipation of improved local conditions, and further decline in PV system prices. “The exact contribution that these countries will provide to the overall ground-mount PV market in Europe still hinges on regulatory provisions that have yet to be rolled out”, Berg from IHS Markit says. More information can be found in recent IHS Markit Solar Deal Tracker. (HCN)

Lithium-ion batteries: Capacity might be increased by six times with very thin silicon films

Lithium-ion batteries: Capacity might be increased by six times with very thin silicon films

8/23/16, 2:00 PM -
The capacity of lithium-ion batteries might be increased by six times by using anodes made of silicon instead of graphite, Helmholtz-Zentrum Berlin (HZB) discovered.
Lithium ions migrate through the electrolyte (yellow) into the layer of crystalline silicon (c-Si). During the charging cycle, a 20-nm layer (red) develops on the silicon electrode adsorbing extreme quantities of lithium atoms.
The team of Helmholtz-Zentrum (HZB) was able to show through neutron measurements made at the Institut Laue-Langevin in Grenoble, France, that lithium ions do not penetrate deeply into the silicon. During the charge cycle, a 20-nm anode layer develops containing an extremely high proportion of lithium. This means extremely thin layers of silicon would be sufficient to achieve the maximal load of lithium.

Limited currently used electrode materials

Lithium-ion batteries provide laptops, smart phones, and tablet computers with reliable energy. However, electric vehicles have not gotten as far along with conventional lithium-ion batteries. This is due to currently utilised electrode materials such as graphite only being able to stably adsorb a limited number of lithium ions, restricting the capacity of these batteries. Semiconductor materials like silicon are therefore receiving attention as alternative electrodes for lithium batteries. Bulk silicon is able to absorb enormous quantities of lithium. However, the migration of the lithium ions destroys the crystal structure of silicon. This can swell the volume by a factor of three, which leads to major mechanical stresses.

Observation during charging cycle

Now a team from the HZB Institute for Soft Matter and Functional Materials headed by Prof. Matthias Ballauff has directly observed for the first time a lithium-silicon half-cell during its charging and discharge cycles. “We were able to precisely track where the lithium ions adsorb in the silicon electrode using neutron reflectometry methods, and also how fast they were moving”, comments Dr. Beatrix-Kamelia Seidlhofer, who carried out the experiments using the neutron source located at the Institute Laue-Langevin.

Lithium-rich layer of only 20 nanometer

She discovered two different zones during her investigations. Near the boundary to the electrolytes, a roughly 20-nm layer formed having extremely high lithium content: 25 lithium atoms were lodged among 10 silicon atoms. A second adjacent layer contained only one lithium atom for ten silicon atoms. Both layers together are less than 100 nm thick after the second charging cycle.

Theoretical maximum capacity 

After discharge, about one lithium ion per silicon node in the electrode remained in the silicon boundary layer exposed to the electrolytes. Seidlhofer calculates from this that the theoretical maximum capacity of these types of silicon-lithium batteries lies at about 2300 mAh/g. This is more than six times the theoretical maximum attainable capacity for a lithium-ion battery constructed with graphite (372 mAh/g).

Less is more

These are substantial findings that could improve the design of silicon electrodes: very thin silicon films should be sufficient for adsorbing the maximum possible amount of lithium, which in turn would save on material and especially on energy consumed during manufacture – less is more. (HCN)

Drax Joins UK's Hinkley Debate With Biomass Conversion Offer

Drax Joins UK's Hinkley Debate With Biomass Conversion Offer

biomass
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The owner of what was once the U.K.’s biggest coal plant joined a growing list of companies jostling for position to fill a potential energy gap if the government drops plans for an 18-billion pound ($23 billion) nuclear station in Somerset.
Andy Koss, chief executive office of Drax Group Plc., said biomass is the U.K.’s most cost-effective form of energy on a whole-systems cost basis. The company, which converted three of its six units to biomass from coal, “stands ready” to convert the remaining three, he said.
Biomass would be “the cheapest” source of energy if all costs of running a plant were considered he said, including the need to balance the variability of other renewables as well as providing back-up capacity.
“Biomass can do baseload, it can do reliable and it can do flexible dispatch,” Koss said in a phone interview.
A brand new incineration plant would generate power at a mid-price levelized cost of $145 per megawatt hour, and a coal-to-biomass conversion would be “significantly cheaper,” according to Jonas Rooze, an analyst with Bloomberg New Energy Finance.
Hinkley Point
The benchmark levelized cost of energy estimate for the proposed Hinkley Point C nuclear plant is $187 per megawatt hour, the London based researcher said.
The findings add to the debate over whether Hinkley makes economic sense. With the cost of offshore wind turbines falling, renewable developers are promoting their technologies as a better way to get energy without the emissions that cause global warming.
Electricite de France’s Hinkley power plant “is not essential,” said Richard Black, director of the Energy &B Climate Intelligence Unit. “Using tried and tested technologies, with nothing unproven or futuristic, Britain can meet all its targets and do so at lower cost,” he said in a statement.
An ECIU report Friday showed the U.K. could save 1 billion pounds a year in 2030 by investing in a combination of 10.1 GW of additional energy efficiency improvements, 4.4 GW of offshore wind capacity and 11.2 GW of new demand response capacity, instead of Hinkley.
Biomass Power
The London-based nonprofit group omitted biomass from the report “due to doubts that the volume of fuel needed would be able to be sourced sustainably,” said energy analyst Jonathan Marshall. It would also be difficult to calculate the cost of the plants as the government has said biomass conversion won’t be eligible for its upcoming clean-power auctions.
Koss is urging the government to hold technology-neutral auctions that would let different developers compete on cost. “We believe there is a very strong case to open up the second and third auctions and admit other technologies including biomass,” he said.
A spokesman for EDF Energy said the scenarios outlined in the ECIU report “are not credible alternatives” to Hinkley Point C.
“HPC’s cost is competitive with other large-scale low carbon technologies,” Ben Geoghegan said in an e-mailed statement. “It will generate electricity steadily even on foggy and still winter days across Northern Europe. It will play a crucial role as part of a future, flexible energy system.”
©2016 Bloomberg News

Where’s Butanol, or Other Substitutes for Gasoline Besides Ethanol?

Where’s Butanol, or Other Substitutes for Gasoline Besides Ethanol?

ethanol
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A reader writes:
I’d hoped that the biofuels crowd would have gotten beyond ethanol by now.  
The industry has made progress creating all kinds of specialty chemicals from renewable sources and more or less successfully brought them to market.  There’s jet and diesel in commercial use whether or not they’re yet profitable.
However they have made zero commercial progress on anything other than ethanol for gasoline.  All the major advances have involved better and better ways to crank out ethanol.  I don’t see the auto industry co-operating by switching to E85 or E100 technologies, particularly when we’re in the midst of a very long term bear market for oil.
Is there some fundamental reason that the automotive biofuels people haven’t shifted to butanol or iso-butanol or some other compound that would be more compatible with gasoline and the present highly evolved gasoline engines?  Is there some fundamental thermodynamic barrier that makes conversion of biomass to butanol impossible?
So, What Happened?
For sure, the quick answer is “new fuels are on the way” — Gevo is producing in small quantities, but it is producing at a commercial-scale facility and selling fuels. Butamax has been less visible in terms of timelines, but they also produce isobutanol from corn sugars. And Global Bioenergies is making progress with a renewable gasoline made from isobutene.
Why so few technologies, why so little commercial progress on gasoline substitution, excepting ethanol?
The Chemistry of Value
The answer lies to some extent in what we might term “the chemistry of value.”  Theoretical yields for making isobutanol from sugars, for example, hover in the 41 percent range, while theoretical ethanol yields are in the 51 percent range.  Yields for making isoalkanes and aromatics from sugar — typical components of gasoline — are in the low 40s, too.
Right now, the September ethanol contract at CBOT is pricing at $1.46 while the RBOB gasoline price is pricing at $1.49.
So, there’s a 2 percent gain in the price to compensate for a 20 percent drop in the yield.
Now, you probably at this stage would mention the higher RIN values associated with advanced biofuels. Right now, D5 advanced biofuel RINs are selling for roughly the same price as D6 corn ethanol RINs. Absolutely, you get 1.3 RINs for a gallon if isobutanol vs 1.0 RINs for a gallon of ethanol, because of the higher energy density of butanol, but it washes out when you take into account the lower yield in gallons.
So, right now, the market is not rewarding isobutanol makers with a premium price in the road transport market. Sadly, not in the jet fuel market, either.
The Two Bright Spots

Areas of opportunity?
One is the cellulosic fuel market. There is a substantial set of premiums relating to carbon incentives available for cellulosic feedstocks. But, the processes to produce substitutes for gasoline, besides ethanol, from cellulose are still in the R&D phase.
Another is the marine market. There, boat owners, for a variety of reasons generally going back to boat construction materials, prefer an ethanol-free product. In this case, isobutanol is not competing against E10 ethanol-gasoline blends. Rather, they are competing against straight gasoline.
The Marine Opportunity for Isobutanol
We have direct evidence that isobutanol is selling in 12.5 percent blends for a “more than 50 percent premium” compared to E10 fuel (we reported on this here).
Right now, that’s around $3.23 per gallon.
Now, one of the attractive uses of an isobutanol fuel in the marine sector is that marinas are not obligated parties under the Renewable Fuel Standard, but isobutanol is a qualifying fuel. Hence, a marina owner can blend a gallon of renewable fuel and detach the RIN that comes with every gallon of renewable fuel, and sell it into the marketplace.
Those RINs are selling today at $0.89 each, and you get 1.3 of them for every gallon, as we mentioned above. That’s another $1.16 in value.
Total value created, $4.39 per gallon. That’s excluding value created from a bushel of corn with the distiller’s grains — that’s just the fuel fraction.
Gevo's Production Price?

Gevo recently affirmed that they remain on track to reach a production cost of $3.00-$3.50 per gallon for isobutanol by the end of the year — as long as corn doesn’t get more expensive.
How much of that retail value goes to the producer?
Now, remember that the ExpressLube value we mentioned is the retail value, and the retailer gets that RIN, as well, although its value contributes to the price a wholesaler will pay for the product. Gevo says that is a net market price of $3.50-$4.00 per gallon for isobutanol, so long as distiller’s grains do not lose value.
The Bottom Line
The marine market is where it's at, for isobutanol, in the near-term. The economics on road transport fuels have to improve a bit before we are going to see more substitutes for gasoline, besides ethanol.
This article was originally published by Biofuels Digest and was republished with permission.

Weltrekord: Solarstrom für 2,91 Cent pro Kilowattstunde

Weltrekord: Solarstrom für 2,91 Cent pro Kilowattstunde

29. August 2016 | Franz Alt, www.sonnenseite.com
Franz Alt

Foto: Caren Alt

Alarmisten und Ideologen der alten fossil-atomaren Energiewirtschaft gebrauchten lange ein Standartargument gegen die solare Energiewende.

Solar- und Windstrom seien zu teuer und gefährden deshalb die Wettbewerbsfähigkeit einer Volkswirtschaft. Jetzt wird genau dieses Argument zum Bumerang gegen alle, die noch immer ein Brett vor der Sonne haben.

„In Chile entsteht ein Solarkraftwerk mit den derzeit weltweit niedrigsten Erzeugungskosten“, meldet der IWR-Pressedienst soeben.

In Deutschland hat die Produktion einer Kilowattstunde Solarstrom im Jahr 2.000 um die 70 Cent gekostet, heute noch circa neun bis zehn Cent. In sonnenreichen südlichen Ländern gilt bisher ein Preis um die vier Cent.

Aber diese Entwicklung ist noch lange nicht das Ende. Sie ist vielmehr die logische Entwicklung der schlichten Erkenntnis, dass die Sonne keine Rechnung schickt – es entstehen weder Brennstoffkosten und deshalb auch keine Folgekosten auf Grund des Klimawandels.

Für Chile rechnet nun der spanische Solarprojektierer „Solarpack“ mit einem Kilowattstundenpreis von deutlich unter drei Dollar-Cent. Die Solarpack Corporation hat im Rahmen einer Ausschreibung den Zuschlag von 280 Millionen Kilowattstunden Solarstrom pro Jahr erhalten, exakte Kosten 2.91 Cent pro KWh. Die erste Stufe des Solarparks von 800 Megawatt soll bis 2020, die gesamte Anlage 2021 fertiggestellt sein.

Der neue Riesenpark liegt im sonnenreichen Norden von Chile. Mit preiswertem Solarstrom können Hunger und Elend schon mittelfristig in allen heutigen Armutsländern überwunden werden. Die Sonne scheint nicht nur kostenlos, sonder vor allem für alle. Das Solarzeitalter wird ein Zeitalter größerer Gerechtigkeit auf unserem Planeten. Es gibt keine Konzern-Sonne, sondern nur unser aller Sonne. Die Lösung steht am Himmel. Mit Hilfe der erneuerbaren Energien können wir den Hunger bald ins Museum der Geschichte stellen.

Übrigens: Die meisten Solaranlagen gibt es heute nicht in Deutschland, Japan oder Kalifornien, sondern im noch armen Bangladesch. Dort hat Muhamad Yunus mit Minikrediten für die Ärmsten dafür gesorgt, dass auf deren Hütten über vier Millionen kleine Solaranlagen installiert wurden. Die Investition dafür hat sich gegenüber der alten Energieversorgung mit Kerosin bereits nach zwei Jahren gerechnet.

Vor allem Frauen bekommen diese Kredite, wenn sie sich verpflichten, dass ihre Kinder zur Schule gehen. Ein ganzheitlicher Ansatz zur Überwindung der Armut. Bildung verändert alles. Auch das Bevölkerungswachstum wird gestoppt, wenn alle Mädchen zur Schule gehen. Und preiswerte Solarenergie bietet ökologische und ökonomische Chancen.

--- Der Autor Franz Alt ist Journalist, Buchautor und Fernsehmoderator. Er wurde bekannt durch das ARD-Magazin „Report“, das er bis 1992 leitete und moderierte. Bis 2003 leitete er die Zukunftsredaktion „Zeitsprung“ im SWR, seit 1997 das Magazin „Querdenker“ und ab 2000 das Magazin „Grenzenlos“ in 3sat. Die Erstveröffentlichung des Beitrags erfolgte auf www.sonnenseite.com. ---

RWE kauft Beletric Solar & Batterie für hohen zweistelligen Millionenbetrag

RWE kauft Beletric Solar & Batterie für hohen zweistelligen Millionenbetrag

29. August 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der Essener Energiekonzern will damit den Bereich Photovoltaik-Freiflächenanlagen und Batteriespeicher stärken. Der Kauf wird voraussichtlich Anfang kommenden Jahres vollzogen.

Die RWE International SE – die ab September unter Innogy SE firmieren soll – wird die Belectric Solar & Battery Holding GmbH übernehmen. Einen entsprechenden Kauf- und Abtretungsvertrag habe das RWE-Unternehmen bereits mit der Belectric Holding GmbH unterzeichnet, hieß es am Montag. Der Kaufpreis bewege sich im hohen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich. Das Kartellamt müsse der Übernahme noch zustimmen. Außerdem sei eine gesellschaftsrechtliche Strukturmaßnahme noch erforderlich, hieß es weiter. Der Vollzug der Transaktion werde daher für Anfang 2017 erwartet.

RWE will mit der Übernahme der Belectric-Tochter zu einem „internationalen Player auf dem Markt für Freiflächen-Solarkraftwerke und Batteriespeichertechnologien“ werden, wie es weiter hieß. Das Photovoltaik-Unternehmen sei als EPC im Freiflächenmarkt aktiv und übernehme auch die Betriebsführung von Solarparks. Zudem entwickele die Belectric Solar & Batterie unter anderem schüsselfertige Großbatteriespeicherlösungen, die auch schon im Zusammenhang mit Photovoltaik-Kraftwerken installiert worden sind. Die Technologieprodukte würden in eigenen Werken in Deutschland und Indien entwickelt und produziert, hieß es weiter. Mit der Übernahme wolle RWE nun in Europa und anderen internationalen Wachstumsregionen Photovoltaik-Projekte und intelligente Batteriespeicherlösungen realisieren. (Sandra Enkhardt)

GCL-Poly will Teile von Sunedison für 150 Millionen US-Dollar erwerben

GCL-Poly will Teile von Sunedison für 150 Millionen US-Dollar erwerben

29. August 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Das US-Insolvenzgericht muss der Vereinbarung noch zustimmen. Das chinesische Photovoltaik-Unternehmen plant drei Tochtergesellschaften von Sunedison, die unter dem Polysilizium und Wafer produzieren, zu kaufen.

GCL-Poly Energy Holdings Ltd. will Teile des insolventen US-Konzerns Sunedison übernehmen. Nach einer Börsenveröffentlichung des chinesischen Herstellers vom Sonntag zahlt er dafür 150 Millionen US-Dollar. Ein entsprechender Vertrag sei nun geschlossen worden. Es gehe in der Vereinbarung um die Akquisition der drei Tochtergesellschaften Sunedison Products Singapore Pte., MEMC Pasadena Inc. und Solaicx Inc. sowie der Anteil von Sunedison an dem koreanischen Joint Venture SMP Ltd. 50 Millionen US-Dollar des Kaufpreises würden auf ein Treuhandkonto eingezahlt. Das Geld würde GCL-Poly zurückerstattet, sollte Sunedison die vertraglichen Vorgaben nicht erfüllen können, hieß es weiter. Das Insolvenzgericht müsse dem Kauf noch zustimmen. Damit sei im Oktober 2016 zu rechnen.

Die Tochtergesellschaften hatten im Zuge der Insolvenz von Sunedison am 21. April ebenfalls einen freiwilligen Konkursantrag nach Chapter 11 des US-Insolvenzrechts gestellt. Der US-Konzern selber meldete wegen Verbindlichkeiten von 16,1 Milliarden US-Dollar die Insolvenz an, wie die Nachrichtenagentur Bloomberg meldet. Mit dem Kauf des Materialgeschäfts, das unter anderem die Polysilizium- und Solarzellenfertigung umfasst – könne GCL-Poly nun seine Produktionskapazitäten weiter ausbauen und zugleich seine Technologie verbessern. Der chinesische Photovoltaik-Hersteller verfügt nach eigenen Angaben weltweit über 30 Prozent Marktanteil bei der Herstellung von Polysilizium und 40 Prozent bei Wafern.

In der vergangenen Woche meldete die Muttergesellschaft von GCL-Poly, Golden Concord, Interesse an der Übernahme einer Mehrheitsbeteiligung an der Sunedison Yieldco Terraform Power an. Dies berichtete Bloomberg mit Verweis auf nicht namentlich genannte Quellen. (Sandra Enkhardt)

Deutsches Photovoltaik-Know-how für Tadschikistan

Deutsches Photovoltaik-Know-how für Tadschikistan

29. August 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Eine Photovoltaik-Anlage mit 30 Kilowatt Leistung soll künftig das staatliche Energie-Institut des zentralasiatischen Staates mit sauberem Strom versorgen. Als nächster Schritt ist der Aufbau eines Solarparks mit 100 Megawatt sowie einer lokalen Modulfertigung in Tadschikistan geplant.

Deutsche Photovoltaik-Technologie ist weltweit gefragt. Ein gutes Beispiel dafür ist die nun eingeweihte Photovoltaik-Anlage auf dem neu errichteten staatlichen Energie-Institut in Tadschikistan. Für den Bau der 30 Kilowatt starken Photovoltaik-Anlagen verantwortlich zeichneten die deutschen Unternehmen DPU Investment GmbH und Netrocon. Sie hätten die Photovoltaik-Anlage am vergangenen Freitag an das Institut übergeben, hieß es in einer Mitteilung. An der Umsetzung des Projekts sei auch das tadschikische Ministerium für Energie und Wasserressourcen sowie der deutsche Projektierer mp-tec beteiligt gewesen. Die offizielle Einweihung erfolgte dabei durch den Präsidenten Tadschikistans, Emomali Rahmon.

Am Donnerstag weihte der Präsident Tadschikistans, Emomali Rahmon, die Anlage offiziell ein. Foto: DPU Investment GmbH

Für die Photovoltaik-Anlage seien 300 Watt Solarmodule von Aleo Solar verbaut worden, hieß es weiter. Die Wechselrichter kämen von SMA. Die Visualisierung der Ertragswerte der Photovoltaik-Anlage erfolge über das Monitoringsystem von Rico. Das Projekt sei die Erweiterung der Zusammenarbeit in Folge der Erfahrungen aus der „Exportinitiative Erneuerbare Energien“. Bereits 2013 sei im Zuge dieses Programms eine Photovoltaik-Anlage mit 15 Kilowatt Leistung auf dem Energieministerium in der Hauptstadt Duschanbe von den Partnern DPU Investment und BAE Batterien GmbH umgesetzt worden.

Das Konsortium um die beiden Unternehmen plant nach eigenen Angaben bereits weitere Projekte in dem zentralasiatischen Land. So sei als nächster Schritt die Installation eines Solarparks mit 100 Megawatt Leistung geplant. Zudem solle eine lokale Modulfertigung in Tadschikistan aufgebaut werden. (Sandra Enkhardt)

Deutsche Forscher bringen Perowskite-Technologie voran

Deutsche Forscher bringen Perowskite-Technologie voran

29. August 2016 | Forschung und Entwicklung, Topnews
Wissenschaftler der Universität Erlangen-Nürnberg beobachteten, dass Elektronen beim Stromtransport in bestimmten Materialstrukturen ausgerichtet sind. Die Erkenntnis könnte dazu beitragen, die Leistung von Perowskite- Solarzellen zu verbessern.

Die Forscher der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU) haben beobachtet, dass Elektronen beim Stromtransport in bestimmten Materialstrukturen ausgerichtet sind. Mit diesem Ergebnis könnten künftig Prozesse vermieden werden, die etwa in Solarzellen zu Energieverlusten führen, hieß es am Montag. Gleichzeitig würde diese Beobachtung maßgeblich dazu beitragen, das Verständnis für die grundsätzlichen mikroskopischen Prozesse in Solarzellen der nächsten Generation zu erhöhen. Dies zielt speziell auf die Perowskite-Technologie ab. Die Wissenschaftler hätten aktiv nach Materialien gesucht, in denen eine solche Ausrichtung der Elektroden stattfindet. So könnte dies in organisch-anorganischen Halbleitern mit Perowskite-Struktur der Fall sein, hieß es weiter. Dort würden die Kristalle, die anorganischen Komponenten mit den organischen Molekülen kombinieren sowie die wünschenswerten Eigenschaften beider Materialklassen kombinieren.


Bewegt sich ein Elektron durch organisch-anorganische Perowskit-Halbleiter, so zeigt sein Spin wie eine Magnetnadel stets senkrecht zur Bewegungsrichtung (gelb) und zu elektrischen Feldern (schwarz). Quelle: FAU/Daniel Niesner
Elektroden transportierten elektrische Ladung, heißt es zu den wissenschaftlichen Hintergründen. Neben ihrer Ladung tragen sie demnach auch einen Spin, der das Elektron zu einem winzigen Magneten macht. In den meisten Materialien könne dieser Magnet beliebig zur Bewegungsrichtung des Elektrons orientiert sein. Nur unter Ausnutzung ganz bestimmter Effekte lasse sich der Spin ausrichten. Dies sei nun in einem Experiment erstmals direkt nachgewiesen worden. Es handele sich dabei um den bislang stärksten Beleg des sogenannten Raschba-Effekts, bei dem der Spin des Elektrons wie eine Magnetnadel stets senkrecht zu den elektrischen Feldern zeige, die durch Verzerrungen im Material erzeugt würden.

Die Ergebnisse liefern einerseits eine Grundlage für die Erklärung und Optimierung der bisher nur teilweise verstandenen hohen Effizienz von Solarzellen und Lasern aus organisch-anorganischen Perowskit-Halbleitern, wie es weiter hieß. Mit der Ausrichtung des Spins würden Stöße der Elektronen mit dem Gitter und mit anderen Elektronen reduziert, wodurch weniger Wärmeverluste zu verzeichnen seien. Die Erkenntnisse des Lehrstuhls für Festkörperphysik, des i-Meet am Department für Materialwissenschaften der FAU und des Bayerischen Zentrums für Angewandte Energieforschung seien nun im Fachmagazin „Physical Review Letters“ veröffentlicht worden. (Sandra Enkhardt)

5. Photovoltaik-Ausschreibung: Nur 22 von 25 erfolgreichen Bietern hinterlegen Zweitsicherheit

5. Photovoltaik-Ausschreibung: Nur 22 von 25 erfolgreichen Bietern hinterlegen Zweitsicherheit

29. August 2016 | Ausschreibungen, Politik und Gesellschaft, Topnews
Die Bundesnetzagentur hat nun weitere Ergebnisse zur aktuellen Photovoltaik-Ausschreibungsrunde vorgelegt. Dabei zeigt sich, dass der Bieter mit dem niedrigsten Gebot der Runde mit 6,80 Cent pro Kilowattstunde offenbar doch kalte Füße bekam und neben ihm noch zwei weitere erfolgreiche Bieter, die Zweitsicherheit nicht oder nicht in korrekter Höhe leisteten.

Erstmals haben bei einer Photovoltaik-Ausschreibungsrunde in Deutschland erfolgreiche Bieter die Zweitsicherheit nicht oder nicht korrekt hinterlegt. Die Bundesnetzagentur veröffentlichte am Montag weitere Details zur Ausschreibung vom August. Ursprünglich hatte sie 25 Zuschläge für Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit einer Gesamtleistung von 130 Megawatt verteilt. Aus der aktualisierten Liste geht hervor, dass nun nur noch 22 Projekte wirklich gebaut werden dürfen. Eine Antwort auf Nachfragen von pv magazine bei der Bundesnetzagentur zu den Hintergründen und dem Volumen der drei verfallenen Zuschläge wollte die Behörde zunächst nicht geben. In Kürze will die Bundesnetzagentur zudem ein aktualisiertes Hintergrundpapier zur Ausschreibungsrunde veröffentlichen, sagte der Sprecher. Dieses solle voraussichtlich noch diese Woche online gestellt werden.

Der durchschnittliche Zuschlagswert der August-Ausschreibung erhöhte sich dadurch leicht von zunächst 7,23 auf nun 7,25 Cent pro Kilowattstunde. Offenbar gehört der Bieter mit dem niedrigsten Gebot von 6,80 Cent pro Kilowattstunde zu jenen, die nun doch noch einen Rückzieher macht. Mittlerweile gibt die Bundesnetzagentur den niedrigsten Gebotswert der Runde mit 6,89 Cent pro Kilowattstunde an. Der höchste Wert der noch einen Zuschlag erhalten hat, lag der Behörde zufolge bei 7,77 Cent pro Kilowattstunde. Dies ist sogar leicht über dem Wert aus der 4. Photovoltaik-Ausschreibungsrunde vom April, als der Höchstwert für einen Zuschlag bei 7,68 Cent pro Kilowattstunde lag.

Die erfolgreichen Bieter der fünften Ausschreibungsrunde haben nun 18 Monate Zeit, ihre Photovoltaik-Freiflächenanlagen abschlagsfrei zu realisieren. Danach gibt es einen Abzug von 0,3 Cent pro Kilowattstunde und nach 24 Monaten verfällt der Zuschlag komplett. (Sandra Enkhardt)

Australia readies for big solar boom as PV costs continue fall

Australia readies for big solar boom as PV costs continue fall

29. August 2016 | By:  Giles Parkinson
Australia is poised to experience its biggest ever boom in large-scale solar construction over the next year as a range of international market factors and local policy incentives take hold.
Solar farm in Australia. Image courtesy of Renew Economy.
A number of factors are pointing to a major investment push to large-scale solar, a boom that has been a long time in the making but is now ticking nearly all the investment boxes.
On the international market, this includes the continued fall in solar manufacturing costs, and an expected surplus of manufacturing capacity in coming years that will force manufacturers to slash margins, driving prices down further.
Locally, the situation in Australia is being enhanced by the continued high price of large-scale renewable energy certificates, the imminent results of a major solar tender by the Australian Renewable Energy Agency, and the growing appetite for solar investments by financiers and equity investors.
Last week, the world’s biggest solar manufacturers all agreed that the market will be facing another round of over-supply in the next year as major investment in more capacity – from the likes of JinkoSolar, Trina and Canadian, the three biggest manufacturers – are completed.
Bloomberg last week noted that capacity will jump 18 per cent this year, and the major companies are flagging that not only are the costs of manufacturing coming down, but the major companies will likely have to reduce their margins as they protect market share.
“Chinese solar manufacturers now face tougher competition due to a supply capacity increase and a decrease in market demand,” Yingli Green Energy Vice President and Chief Climate Officer Jingfeng Xiong said during a call Tuesday with analysts.
Bloomberg noted that demand for solar is continuing to rise, but that growth is slowing. Global installations this year may reach about 67GW, up 27 per cent from last year, according to Bloomberg New Energy Finance. In 2017, it’s expected to increase by 25 per cent, and in 2018 it will rise another 23 per cent.
But the fall in manufacturing costs – estimated by the major manufacturers at around 10 to 15 per cent a year – and the cut in margins in the international market, will also play into the Australian sector, which is poised to experience a watershed moment in coming weeks.
The ARENA tender, to be announced in the next fortnight, is expected to be a catalyst for more than $1 billion in investment in the next 12 months, and possibly much, much more.
Already, its tender process has elicited significant price reductions, and because the cost of utility-solar has fallen faster than expected, around half of the 20 short-listed projects (see map above) could get funding from the $100 million pool. Some of those projects will get additional assistance from the Queensland and NSW governments.
That should trigger around 400MW of large-scale solar developments alone. But it will also act as a trigger point for other developments.
Many large-scale solar projects have been on hold pending the outcome of the tender. One of the ironies of the ARENA initiative is that it will give the industry a massive shove forward, but it has meant that in the past year, projects have been on hold as they jockey for funding, and others await the result.
But costs have come down, even without much construction activity (apart from those projects funded by either ARENA or the ACT government’s revere auction series).
The competitive nature of tendering, let alone building, has seen the offers to ARENA fall significantly.  This view is echoed by the observations of ACT environment and energy minister Simon Corbell, who says the recent tender for large scale renewable energy showed that large scale solar was competitive with wind energy.
There is also a growing appetite for projects that will circumnavigate the capital strike of the major utilities, who have written very few power purchase agreements, and go “merchant”, and sell the output on the spot market.
They are able to do this because of the growing interest of financiers, particularly from Europe where they have experience in the utility-scale solar market, the emergence of solar investment funds.
LGC prices are also high, trading around $80/MWh. That is because, says Miles George, the head of Infigen Energy and chairman of the Clean Energy Council, because it is still difficult to obtain contracts from obligated parties (the big utilities).
George agrees that more projects will “go merchant” and the attraction of solar is also being enhanced by the prospect of marrying wind farms and solar farms.
This penchant to go merchant was highlighted by news late last week that Perth-based Sun Brilliance has decided to upsize its Cunderdin solar project from 25MW to 100MW, and will “go merchant” to take advantage of high electricity prices, high REC prices, and growing interest from bankers and equity investors.
Jack Curtis, the local head of First Solar, says he expects the ARENA tender to be a “watershed” moment for big solar in Australia.
“I think it could be the biggest tipping point in the industry we’ve seen,” Curtis told RenewEconomy. He says the tender has brought about multiple projects and multiple participants – banks, equity investors, off take partners, manufacturers and installers.
It has “localised” those capabilities and brought many of the learnings internationally to Australia – remembering that Australia’s solar boom to date has been in rooftop solar, while it has trailed much of the world in big solar.s.
“ARENA doe not get enough credit for the work it done to drive down the cost. The broader market does not have a sufficient appreciation for that,” Curtis says.
JinkoSolar, the Chinese-based manufacturer that has become the  biggest in the world, and the largest supplier to the Australian market, agrees that the outlook in strong in Australia.
“No doubt that due to the delayed RET review, over the past few years most major projects just dried up and vanished from the Australian landscape,” a spokesman for the company in Australia said by email.
“The result being many companies just downsized or withdrew from the market. Thankfully the Australian Government has now settled on a target so there is some certainty around a renewable future.
“Jinko anticipates that during the few years at least, there will be a bright future for large-scale solar farm construction around the country and that the industry will be in growth mode with many more employment opportunities for Australians.”
(It should be noted that the large-scale solar round is not affected by proposed budget cuts from the Coalition that may yet be supported by labor. That is likely to impact any future rounds, such as for large-scale solar thermal and storage, which would also be a major disappointment).
This article was originally published on Renew Economy. It was reproduced with permission.

Enerray construirá central solar de104 MW de EGP en Brasil

Enerray construirá central solar de104 MW de EGP en Brasil

29/08/16 | Noticias principales, Brasil, Desarrollo de mercado

MPX
Es el segundo contracto que la compañía italiana ha firmado con Enel Green Power para la construcción de una gran central en Brasil. En diciembre inició la construcción de Ituverana, de 254 MW.
Enerray y Enel Green Power (EGP) siguen estrechando su colaboración en Brasil. Las dos empresas italianas han acordado ahora la construcción de una nueva gran central solar en el país. Aunque no exactamente en la misma escala que el primero: una vez completado, este segundo proyecto tendrá una capacidad de 104 megavatios pico.
Enerray ganó el proyecto en una licitación convocada por EGP. El mismo se ubica en el municipio de Tabocas do Brejo Velho, en el estado de Bahía. Los 104 megavatios ocuparán una superficie de El gran 250 hectáreas y se espera que esté plenamente operativo a finales de 2017.
Es el segundo  gran proyecto solar que Enerray construye en el país. En diciembre de 2015 comunicó haber comenzado la construcción de la central Ituverana, también de EGP y de 254 megavatios de potencia.  Con los dos proyectos combinados, Enerray ahora cuenta con proyectos en construcción en el país que superan los 350 megavatios pico.
“Estamos seguros que Brasil, país en el que nuestro grupo ha estado operando con actividades industriales desde hace más de 50 años, representa una gran oportunidad, sobre todo para que sea un mercado con grandes perspectivas en términos de crecimiento a medio-largo plazo”, comentó Michele Scandellari, CEO de Enerray. “De esta manera, los principales objetivos de Enerray son, en primer lugar, posicionarnos como operador líder en el sector de la energía renovable y luego construir las mayores centrales fotovoltaicas de Brasil. Ganar esta licitación es un gran resultado para nosotros, confirmando el papel estratégico que Brasil tiene para nuestra compañía”.

Es un buen momento para que Enerray se posicione fuertemente en el mercado fotovoltaico de Brasil. Es un momento especialmente emocionante para la energía solar fotovoltaica en el país, con una gran licitación de energía convocada para el mes de diciembre. Más de 13,4 gigavatios de proyectos de centrales solares ya se encuentran inscritos al certamen. (Sam Pothecary)

PVX Spotmarkt Preisindex Solarmodule

Photovoltaik Preise: PVX Spotmarkt Preisindex auf dem Solarserver

PVX Spotmarkt Preisindex Solarmodule

Der Solarserver präsentierteine monatlich aktualisierte Tabelle zur Entwicklung der Großhandelspreise von Dünnschicht- und kristallinen Solarmodulen.

Preistrends Juli 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 06/16
Trend seit 01/16
Kristalline Module





Deutschland
0,54   
 - 1,8 %
 - 8,5 %
Japan, Korea
0,60
 - 3,2 %
 - 9,1 %
China
0,52
 - 1,9 %
 - 7,1 %
Südostasien, Taiwan    
0,48
    0,0 %
   0,0 %

Preistrends Juni 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 05/16
Trend seit 01/16
Kristalline Module





Deutschland
0,55   
 - 1,8 %
 - 6,8 %
Japan, Korea
0,62
 - 1,6 %
 - 6,1 %
China
0,53
 - 1,9 %
 - 5,4 %
Südostasien, Taiwan    
0,48
    0,0 %
   0,0 %

Preistrends Mai 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 04/16
Trend seit 01/16
Kristalline Module





Deutschland
0,56   
 - 1,8 %
 - 5,1 %
Japan, Korea
0,63
 - 1,6 %
 - 4,5 %
China
0,54
 - 1,8 %
 - 3,6 %
Südostasien, Taiwan    
0,48
    0,0 %
   0,0 %

Preistrends April 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 03/16
Trend seit 01/16
Kristalline Module





Deutschland
0,57   
    0,0 %
 - 3,4 %
Japan, Korea
0,64
 + 1,6 %
 - 3,0 %
China
0,55
    0,0 %
 - 1,8 %
Südostasien, Taiwan    
0,48
  - 2,0 %
   0,0 %

Preistrends März 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 02/16
Trend seit 01/16
Kristalline Module





Deutschland
0,57   
  - 1,7 %
 - 3,4 %
Japan, Korea
0,63
  - 3,1 %
 - 4,5 %
China
0,55
    0,0 %
 - 1,8 %
Südostasien, Taiwan    
0,49
    0,0 %
+ 2,1 %

Preistrends Februar 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 01/16
Trend seit 01/15
Kristalline Module





Deutschland
0,58   
  - 1,7 %
 - 3,3 %
Japan, Korea
0,65
  - 1,5 %
+ 6,6 %
China
0,55
  - 1,8 %
+ 1,9 %
Südostasien, Taiwan    
0,49
  + 2,1 %
+ 6,5 %

Preistrends Januar 2016

Modultyp, Herkunft
€ / Wp
Trend seit 12/15
Trend seit 01/15
Kristalline Module





Deutschland
0,59   
     0,0 %
 - 1,7 %
Japan, Korea
0,66
  + 3,1 %
+ 8,2 %
China
0,56
  + 1,8 %
+ 3,7 %
Südostasien, Taiwan    
0,48
  + 2,1 %
+ 4,3 %