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Freitag, 28. Oktober 2016

Sunflares ultra dünne Solar-Poster-Folie ist leicht, effizient und hält auf jeder Oberfläche

Sunflares ultra dünne Solar-Poster-Folie ist leicht, effizient und hält auf jeder Oberfläche

Die Vorstellung flexible Solarzellen einfach auf den Trailer, den Wohnwagen oder das Dach kleben zu können, hat durchaus seinen Reiz. Das amerikanische Unternehmen Sunflare hat einen wesentlichen Schritt in diese Richtung gewagt und eine ultra dünne Solarfolie entwickelt. Die wenige Mikrometer dicke und federleichte Folie ist mit einem speziellen doppelseitigen Klebeband bestückt und hält somit an fast jeder Oberfläche.
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Effiziente Sunflare-Solarfolie dank Capture 4 Technologie

16 Jahre hat die Entwicklung der Sunflare-Solarfolie gedauert. Nun wird das Produkt in der Industrie und beim Militär eingesetzt. Auch eine Serienproduktion für den Konsumenten-Markt soll in Zukunft gestartet werden. Die Solarzellen werden aus Kupfer, Indium und Gallium gefertigt. Bei der Produktion legt Sunflare großen Wert darauf, dass das verwendete Wasser wieder gereinigt wird. Zudem wird auf den Einsatz von toxischem Cadmium und Blei verzichtet. Den Entwicklern zufolge seien die neuen Solarfolien von der Ausbeute her sogar herkömmlichen Solar-technologien überlegen. Trotz 65 Prozent weniger Gewicht, generieren die Sunflare-Solarfolien 10 Prozent mehr Energie als alternative Panels. Im Laufe der Zeit hat Sunflare die Folie dermaßen optimiert können, dass diese einmal weniger als 1,07 US-Dollar pro Watt kosten soll. Da auf ein Glas-Substrat verzichtet wird, ist die Folie sehr flexibel einsetzbar, so dass überall da saubere erneuerbare Energie generiert werden kann, wo herkömmliche Solarpanele nicht möglich sind. Auf der Website schreibt Sunflare, dass die flexiblen Solarzellen in bereits bestehende Strukturen oder auch in einzigartige Architektur integriert werden können. Das umweltschonende Herstellungsverfahren nennt Sunflare Capture4 Technologie.
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Im letzten Jahr hat Sunflare die erste Marge bereits verkauft. In diesem Sommer folgten weitere Aufträge. Vorrangig soll nun erstmal die Industrie mit der Hochleistungsfolie versorgt werden. Neben dem Militär haben auch Autofertiger Interresse an der neuen Technologie. Als Privatkunde kann die Solar-Folie bisher noch nicht erworben werden. Sunflare bietet allerdings die Kontaktaufnahme per Mail an und sendet bei Bedarf weitere Informationen.

Opel Ampera-e: 500 Kilometer Reichweite mit Schnellladefunktion

Opel Ampera-e: 500 Kilometer Reichweite mit Schnellladefunktion

Das Thema E-Mobilität steckt noch in den Kinderschuhen. Viele Kunden haben Bedenken, was die Reichweite angeht. Der neue Opel Ampera-e möchte diese Bedenken endgültig ad acta legen: Mit mehr als 500 km Reichweite bietet der Ampera-E mindestens 100 km mehr Reichweite als vergleichbare Elektroautos. Und das beste: Nach nur 30 Minuten an einer 50 kW-Gleichstrom-Schnellladestation ist das Elektroauto von Opel wieder bereit für 150 km Fahrt.
Opel Ampera e mit mehr als 500 Kilometer Reichweite; Foto: Opel

Opel Ampera e mit mehr als 500 Kilometer Reichweite; Foto: Opel

Opel will entstehende Netze von Schnellladesystemen nutzen

Mit solchen Werten kommt der neue Ampera-E an Teslas Model S heran, das an von Tesla extra bereitgestellten Schnellladestationen ähnlich schnell aufgeladen werden kann. Allgemein zugängliche Schnellladestationen sind heute in Deutschland noch recht rar. Das soll aber nicht so bleiben. Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur hat bereits Pläne vorgelegt, in Zusammenarbeit mit den Autobahn-Raststättenbetreiber „Tank & Rast“ 400 solcher Stationen entlang der deutschen Haupttrassen einzurichten. Außerdem plant die Bundesregierung weitere Förderungen, die bis 2020 5.000 Schnelllade- und 10.000 weitere Lademöglichkeiten unter anderem an Tankstellen, Einkaufszentren und Bahnhöfen zur Verfügung zu stellen. Die EU diskutiert derweil Pläne, die Elektroladestationen ab 2019 bei Neubauten zur Pflicht machen würden. Ein europaweit entstehendes Ultraladenetz soll sogar 350 kW Ladeleistung bieten. Hersteller wie Audi, BMW und Renault gaben bereits bekannt, Akkus verbauen zu wollen, die mit solchen Ladeleistungen klar kommen. Ob Opel dies auch tun wird, ist bisher unklar, aber offenbar wird es in Zukunft nicht an Möglichkeiten mangeln, die Elektroflitzer auch schnell zu laden.

204 PS Leistung sorgen für viel Fahrspaß

Der Opel Ampera-e soll unter anderem dazu dienen, Kunden von einem Elektrofahrzeug zu überzeugen, die bisher noch nicht an ein solches gedacht haben. Dank der Batteriekapazität soll es bei normaler Nutzung problemlos möglich sein, den Wagen mehrere Tage zu nutzen, bevor der Ampera-e an eine Steckdose muss. Natürlich lässt sich das 60 kWg Batterie-Pack des Ampera-e auch an einer zuhause angebrachten Wandladestation laden. Zur Not reicht auch eine normale Haushaltssteckdose aus. Die Ladezeit verlängert sich dann natürlich entsprechend.
Mit dem Ampera-e verspricht Opel Fahrspaß wie mit einem Sportwagen. Der Elektromotor bringt 204 OS Leistung, der Wagen beschleunigt in 3,2 Sekunden von 0 auf 50 km/h. Im Innenraum finden 5 Passagiere Platz, für die digitale Vernetzung ist Opels OnStar-System verantwortlich.

Großbritannien: Zustimmung zu Fracking und Atomkraft fällt auf Rekordtief

Großbritannien: Zustimmung zu Fracking und Atomkraft fällt auf Rekordtief

Während in Deutschland die Atomkraftwerke nach und nach abgeschaltet werden und auch Kalifornien den Atomausstieg vorantreibt, verfolgt die britische Regierung eine andere Strategie. So wurden dort im vergangenen Monat die Verträge über den Bau eines neuen Atomkraftwerks in Hinkley Point unterzeichnet. Kostenpunkt: 1,8 Milliarden Pfund. Die britische Öffentlichkeit scheint von dem Projekt allerdings alles andere als angetan zu sein. Einer offiziellen Umfrage der britischen Regierung zufolge fiel die Zustimmung zur Atomkraft im Anschluss an die Entscheidung um drei Prozent. Nur noch ein Drittel der Befragten sprach sich demnach weiterhin für die Nutzung der Technologie aus – so wenige wie nie zuvor. An der Entscheidung für den Bau des neuen Kraftwerks dürfte dies aber nichts mehr ändern.
Interceptor Drohne zum Schutz der Atomreaktoren
Fracking ist in Nordirland und Schottland bereits untersagt Noch unbeliebter ist die sogenannte Fracking-Technologie. Dabei werden Gesteinsschichten aufgebrochen, um darin lagernde Erdgas- und Erdölvorkommen ausbeuten zu können. Eine Technik, die nicht unerhebliche Folgen für die Umwelt haben kann. Die Zustimmung innerhalb der britischen Bevölkerung liegt daher auch bei mageren 17 Prozent. In der Vergangenheit ließ sich dabei ein interessanter Trend beobachten: Je besser die Befragten über die Technik informiert waren, desto niedriger fiel die Zustimmung aus. Immerhin 79 Prozent der Befragten gaben diesmal an, über Fracking informiert zu sein. Die Parlamente in Schottland und Nordirland haben ohnehin bereits Maßnahmen getroffen, um das Fracking in ihrer Region vollständig zu verbieten.

Der Ausbau der Windkraft wird von den Briten befürwortet

Einen positiven Trend gab es allerdings im Bereich der Erneuerbaren Energien zu vermelden. Stolze 79 Prozent der Befragten sprachen sich für eine saubere Energieversorgung aus – und damit zwei Prozent mehr als in der vorangegangenen Umfrage. Gegen die Erneuerbaren Energien votierten hingegen lediglich fünf Prozent der Umfrageteilnehmer. Konkret konnte dabei vor allem die Windkraft erstaunlich hohe Zustimmungswerte erreichen: 71 Prozent der Briten sprechen sich für mehr Windkraftanlagen auf dem Land aus. Dies ist recht erstaunlich, weil die Anlagen immer wieder auch den Protest von Anwohnern hervorrufen. Im Vergleich zu Fracking oder Atomkraft scheint dies für die Briten aber das kleinere Übel zu sein.
Via: BusinessGreen

China Gezhouba Group establishes North Central and West Africa headquarters in Nigeria

China Gezhouba Group establishes North Central and West Africa headquarters in Nigeria

Nigeria
In Abuja, Nigeria, on Oct. 25, Nigeria’s Minster of State for Power, Works and Housing, Mustapha Shehuri, and Lv Zeziang, president of China Gezhouba Group International Company Ltd. (CGGC), joined other government and company officials in dedicating CGGC’s North Central and West Africa headquarters.
CGGC established the facility ahead of developing and constructing the planned 3,050-MW Mambilla hydroelectric project, which according to Shehuri, “would be completed within the next 63 months.”
According to a report in Nigeria’s Today, Shehuri said, “We have no doubt that our Mambilla project will be delivered in due date with the establishment of the [CGGC] company in Abuja.”
Now estimated to cost about US$6 billion, Shehuri said, “85% of the project’s financing is coming from NEXIM Bank of China while 15% is from the Nigerian government.”
Zeziang said that the establishment of the headquarters in Abuja would improve on its technical strength, investment and financial capacity in regional and economic construction, and China is confident of the Nigerian market.
“Setting up a regional headquarters in Abuja managing 28 countries in the North Central and West Africa is not a mistake,” Zeziang reportedly said. “Having done this, we will do everything possible to improve the living standard of the people in the region.”
Mambilla is one of four projects to help replace the country’s diesel generating fleet. The other three projects were 700-MW Zungeru, 250-MW Gurara and 35-MW Dadin Kowa.

Five High Impact, Largely Untapped Solar Site Types

Five High Impact, Largely Untapped Solar Site Types

solar
Solar's unrealized energy potential and associated benefits are vast. In June, the International Renewable Energy Agency (IRENA) estimated that solar's share of global power generation could rise from 2 percent today to 13 percent by 2030.
What site types hold the greatest unrealized potential? Renewable Energy World spoke with a small but diverse group of industry stakeholders to identify those considered the most promising.
Some are broad-based and overlapping. Some could be considered low-hanging fruit, while others, in varying degrees, would require more resources, time and effort to develop. In addition, installing solar at decommissioned coal-fired power plants in the U.S.; along roadways, at reservoirs, and along utility and other public rights of way numbered among site types mentioned during interviews but not included below.
Across the board, contributors highlighted the importance of ongoing cost declines, performance improvements, and close cooperation between project developers, governments and communities in realizing their potential.
1. Self-Generation in Cities and Communities
Electricity consumption in cities accounts for about 75 percent of primary electricity production worldwide, according to UN-Habitat. It shouldn't be surprising then that self-generation in cities and urban areas was one of the two largely untapped, high impact opportunities cited by IRENA Resource Assessment Specialist Nicolas Fichaux.
Projects are being proposed across numerous and varied types of urban and suburban sites. The hurdles are equally varied and substantial, however; from safety issues and high installation costs to the risks of installing and operating systems where solar has never been installed before. Progress is being made, however; notably in those that have established renewable energy and/or emissions reduction targets, as well as Smart City programs.
Justin Baca, the Solar Energy Industries Association;s (SEIA) vice president of markets and research, said he would like to see more solar installed at critical infrastructure: hospitals, fire stations, police stations, emergency operations centers, emergency shelters, food distribution hubs, and communications infrastructure, such as cell networks.
“Those are places where solar plus storage can provide clean energy and services to the grid when everything is going well and prove essential when we face disruptions like natural disasters or other emergencies,” he said.
Advances are being made the world over. More than 1 GW of rooftop solar capacity is now installed in New Delhi, 533 MW of which was installed over the last 12 months, according to market research presented during this year's Intersolar Mumbai conference.
“If solar continues [to grow] in that manner, there might well be entire regions going to a grid-less business-to-consumer model operated by virtual utilities, while large utilities would then shift to a business-to-business model serving large consumers,” Fichaux said.
1a. Mid-Scale Market Opportunity: Solar for Buildings
An abundance of opportunities exists to install mid-scale, “behind the meter” solar PV (between 100 kW and 2 MW) at sites such as office buildings, hotels, warehouses and universities, according to a National Renewable Energy Laboratory (NREL) research team.
“These [building market] segments were selected based on their ability to deploy solar if key barriers, such as landlord-tenant split incentives, were removed or mitigated,” said NREL researcher and report co-author Jenny Heeter.
The potential for growth across the four building segments is substantial, even at an average 2015 installed cost of $3.20/Wdc for 50-100-kW installations, according to the NREL research team's analysis. Overall, they estimate that 44 GW could be installed, with office building PV alone accounting for half. The total could rise to more than 100 GW given cost declines in line with the 2020 targets set out in the U.S. Department of Energy SunShot Initiative.
Though not analyzed in the study, other types of city and suburban sites hold substantial promise, including K-12 schools, municipal buildings, hospitals, brownfields, and manufacturing facilities.
Installing solar PV canopies at public parking sites is another promising urban opportunity, Rocky Mountain Institute (RMI) principal and energy-built environment Ph.D. Joseph Goodman told Renewable Energy World.
“The value proposition — to site owners, businesses and utilities — has now been proven...[and] the economics are promising across the U.S.,” Goodman said “Solar at these sites can compete against retail electricity rates, and it's relatively straightforward in terms of interconnection and permitting.”
2 & 3: Beyond the Grid Edge — Solar Energy for Rural Communities and Remote Facilities
Rural and remote off-grid solar is another largely unrealized, high impact solar site type, according to Fichaux and Peter Oram, renewables sales leader for GE Power Conversion.
Mobile pay-as-you-go home and community solar energy services have taken root and are expanding across the sub-Saharan region and beyond, for example.
Larger scale opportunities are shaping up where grid power is lacking or poor. Companies with remote industrial sites are increasingly keen on solar PV as a means of assuring energy security, reducing costs, contributing to local community development and minimizing CO2 emissions and environmental impacts, Oram said.
4. Solar at the Water-Food-Energy Nexus
Climate change looms large as a motivation to install solar. Droughts are prompting government and business leaders in sub-Saharan Africa and other parts of the world to consider adding solar PV at hydroelectric power sites, for example, Oram continued.
Dispatching solar power during the day, such as periods of peak demand, opens up opportunities to hold more hydro resources in reserve so that hydroelectric generation can continue to serve as a source of baseload power, he said.
Substantial opportunities also exist to co-locate solar PV with farming and ranching in ways that yield net benefits to all involved, RMI's Goodman said. That includes use of solar-powered water pumps to build irrigation systems that use both water and energy more efficiently.
“A handful of battles over land use suggests there's room for a whole systems approach to reduce the expensive approval process and improve the value proposition to local stakeholders, including reducing the cost of electricity,” Goodman said.
5. New Opportunities: Rural Electric Cooperatives and Municipal Utilities
Electric cooperatives and municipal utilities are behind some of the most innovative solar energy programs in the U.S., Goodman said, adding that, “now that solar contracts are being structured to provide savings Year 1-25, local political debates have largely changed to discussions about how much and how fast.”
RMI sees a groundswell of bi-partisan support growing among public officials and co-op boards. Solar conforms with electric co-ops' seven cooperative principles, and municipal utilities and electric co-ops are beholden to local customers and communities rather than a separate set of investors, Goodman pointed out.
Furthermore, Public Utility Regulatory Policy Act rulings by the Federal Energy Regulatory Commission this year and last may trigger a rapid rise in purchases of local, cost-competitive solar by electric co-ops and municipal utilities.
By doing so, “they can build systems appropriate for distributed grids, while also creating local jobs and more resilient infrastructure,” Goodman said “It's a pretty exciting place to put solar.”

EuPD Research: Sonnen und Senec führend auf deutschen Photovoltaik-Speichermarkt

Marktanteile der Speicherhersteller - kumuliert über Europa, Australien, USA
Marktanteile der Speicherhersteller - kumuliert über Europa, Australien, USA
Grafik: EuPD Research

                      EuPD Research: Sonnen und Senec führend auf deutschen Photovoltaik-Speichermarkt

27. Oktober 2016 | Speicher und Netze, Topnews
12.700 Photovoltaik-Speichersysteme sind nach einer Analyse des Beratungsunternehmens im ersten Halbjahr in Deutschland verkauft worden. Trotz der Probleme bei der Photovoltaik-Speicherförderung geht EuPD Research auch in diesem Jahr von einem weiteren Marktwachstum in Deutschland aus, wovon vor allem die heimischen Hersteller profitieren können.

Nach einer aktuellen Analyse von EuPD Research sind im ersten Halbjahr in Deutschland insgesamt 12.700 Photovoltaik-Speichersysteme verkauft und installiert worden. Trotz des späten Förderstarts und geänderter Förderbedingungen sei der deutsche Markt für Stromspeicher im ersten Halbjahr 2016 wieder deutlich gegenüber dem Vorjahr gewachsen, teilten das Unternehmen aus Bonn am Dienstag mit. Für das Gesamtjahr sei mit einer anhaltend hohen Nachfrage zu rechnen, so dass 2016 der Gesamtabsatz zwischen 23.000 und 25.000 Photovoltaik-Speichersysteme in Deutschland liegen werde. Dies sei ein Zuwachs um etwa 40 Prozent gegenüber 2015.

Davon profitierten die deutschen Speicherhersteller, die im ersten Halbjahr einen signifikanten Anteil an den abgesetzten Speichersystemen verkauft hätten. Sie hätten zugleich eine starke Positionierung in anderen europäischen und nicht-europäischen Ländern aufgebaut, hieß es weiter. Insgesamt hätten im ersten Halbjahr etwa 60 Unternehmen ihre Speicherlösungen in Deutschland angeboten.

Nach der aktuellen Analyse war Sonnen im ersten Halbjahr der stärkste Anbieter in Deutschland. Das Allgäuer Unternehmen erreicht bei gut 3300 verkauften Speichersystemen einen Marktanteil von 27 Prozent. Auf Platz zwei folgt Deutsche Energieversorgung mit ihren Senec-Speichern mit 19 Prozent. Auf den Plätzen dahinter liegen EuPD Research zufolge mit zehn Prozent E3/DC, neun Prozent LG Chem und mit sechs Prozent Solarwatt. Mit Blick auf das Endkundenmarketing wird die Bedeutung von Tesla und Mercedes Benz hervorgehoben. Dies spiegele sich aber noch nicht in den Absatzzahlen ihrer Photovoltaik-Speichersysteme wieder, so die Analysten weiter.

Die deutschen Photovoltaik-Speicheranbieter hätten sich auch gut auf den internationalen Wachstumsmärkten positioniert. Sonnen komme in den USA auf einen Marktanteil von 17 Prozent und in Australien auf 13 Prozent. Insgesamt habe Sonnen einen kumulierten Marktanteil von 23 Prozent über Europa, USA und Australien gerechnet. In dieser Statistik liegt nach der Analyse LG Chem auf Platz zwei vor Senec. Die starke internationale Positionierung der deutschen Anbieter sei vor allem auf die Dominanz auf dem Heimatmarkt zurückzuführen. Der US-Anbieter Tesla erreiche mit 24 Prozent einen starken Anteil auf seinem Heimatmarkt, könne diesen aber in anderen Ländern nicht erreichen (Die Grafik oben zeigt die Marktanteile der Speicherhersteller - kumuliert über Europa, Australien, USA.)

„Die internationale Präsenz deutscher Speicheranbieter zeigt, dass sie es schaffen, auf länderspezifische Anforderungen zu reagieren und ihre Produkte in guter Qualität zu erschwinglichen Preisen anzubieten. Unsere Analyse zeigt, dass sich die deutschen Anbieter ausgehend von dem europäischen Markt auch außerhalb von Europa bereits etabliert haben.“, erklärte Martin Ammon, Leiter Energiewirtschaft bei EuPD Research, zu den Ergebnissen der Studie „Marktanteile im Heimspeichersegment 2016“. (Sandra Enkhardt)

RWE-Tochter Innogy baut Schnellladesäulen an Autobahn

RWE-Tochter Innogy baut Schnellladesäulen an Autobahn

27. Oktober 2016 | Topnews, Märkte und Trends
An insgesamt 82 Tank & Rast-Standorten will der Energiekonzern Ladesäulen installieren. Die weiteren Pläne der beiden Unternehmen sehen vor, das Stromtanken an rund 400 Standorten zu ermöglichen.

Innogy will 82 Autobahnraststätten von Tank & Rast mit Schnellladesäulen für Elektroautos ausstatten. Die Erneuerbaren-Tochter des Energiekonzerns RWE arbeitet mit der Gesellschaft zusammen, um „eine verlässlich kalkulierbare Ladeinfrastruktur für Reisende mit Elektrofahrzeugen“ zu schaffen, erläutert Christian Rau, Direktor Tankstellengeschäft bei Tank & Rast. Bisher habe Innogy moderne Schnellladeinfrastruktur an rund 50 Standorten des Raststättenbetreibers aufgebaut. Mit dem Ausbau dieser Schnellladeinfrastruktur erhoffe man sich Elektromobilität weiter zu fördern, teilte Innogy am heutigen Donnerstag mit.
Die Schnellladesäulen seien mit allen üblichen Steckerstandards versehen, vom Gleichstromstecker CCS über Chademo bis zum Typ-2-Stecker. Je nach Fahrzeugmodell solle es 20 Minuten dauern, bis die Batterien der Elektroautos wieder aufgeladen seien. Die Unternehmen wollen künftig an rund 400 Standorten in Deutschland Schnellladesäulen installieren, um so eine bundesweite Versorgung für Elektrofahrzeuge zu ermöglichen. (Ylva Gouras)

Solarwatt-Chef: Sicherheit bei PV-Speichersystemen ist nicht verhandelbar

Solarwatt-Chef: Sicherheit bei PV-Speichersystemen ist nicht verhandelbar

27. Oktober 2016 | Speicher und Netze, Topnews
Interview: Der Dresdner Photovoltaik-Systemanbieter will auf dem Speichermarkt bestehen. Dafür hat Solarwatt nun einen neuen Batteriespeicher mit höherer Eingangsspannung und mehr Leistung auf den Markt gebracht. Auch bei diesem Produkt halte das Unternehmen an seiner Grundphilosophie fest, die auf den drei Hauptpfeilern Sicherheit, Effizienz und Wirtschaftlichkeit basiert, wie Solarwatt-Geschäftsführer Detlef Neuhaus im pv magazine-Interview erklärt.

pv magazine: Sie starten nun mit dem Verkauf ihres neuen Modells „My Reserve 800“? Was ist bei diesem Modell anders als bei ihrem bisherigen Photovoltaik-Heimspeicher?Detlef Neuhaus (Foto): Während der "My Reserve 500", der vergangenes Jahr vorgestellt wurde, primär auf die typische Neuanlagen-Größe von drei Kilowattpeak im Eigenverbrauch abzielt, bedient der „My Reserve 800“ eher größere Bestandsanlagen. Er ist für bis zu 18 Standardmodule, das heißt fünf Kilowattpeak und 800 Volt Eingangsspannung ausgelegt. Über unsere geplante Cluster-Software können in Zukunft allerdings auch noch viel größere Anlagen angeschlossen werden. Die Speicherkapazität der Anlage steigt mit der Clusterlösung auf bis zu 17,6 Kilowattstunden mit einer Spitzenleistung von bis zu 6,4 Kilowatt. Aktuell laufen noch die entsprechenden Home-User-Tests, aber Ende des Jahres ist mit der Software zu rechnen.

Warum haben Sie sich entschieden, nun auch ein Modell mit mehr Eingangsspannung und für mehr Module anzubieten? Regieren Sie damit auf die Nachfrage im Markt?

Der „My Reserve 500“ war als wirtschaftliche Lösung für die Anlagengröße bis drei Kilowattpeak konzipiert, die heute für den Eigenverbrauch standardmäßig installiert wird. Mit diesem Modell und vor allem mit dessen Preis wollten wir einer breiten Masse den Einstieg in die Energiespeicherung ermöglichen – was wir nach aktuellem Stand auch geschafft haben. Der „My Reserve 800“ ist hingegen eine logische Erweiterung für die Bestandsanlagen, die ab 2019 aus dem EEG herausfallen. Natürlich deckt er aber auch Neuanlagen ab, bei denen die Stringspannung aufgrund der Modulanzahl höher ist. Wir sprechen hier von bis zu 800 Volt.

Kann der neue Speicher an mehr als einem String angeschlossen werden?

Wir haben uns vor einiger Zeit für eine Grundphilosophie mit drei Hauptpfeilern entschieden: Sicherheit, Effizienz und Wirtschaftlichkeit. Insbesondere in Hinblick auf den dritten Punkt verzichten wir auf mehrere Eingänge, denn dies würde die Kosten massiv in die Höhe treiben. Mehrere Strings beziehungsweise größere Anlagen können jedoch über die angesprochene Clusterlösung angeschlossen werden.

Ist das neue Modell in puncto Sicherheit genauso gut wie das bisherige Modell?

Selbstverständlich! Auch wenn ich mich da wiederhole: Sicherheit ist nicht verhandelbar. Sie muss natürlich immer das oberste Gebot sein und stand daher auch bei der Entwicklung der My Reserve-Reihe bei jeder Entscheidung an erster Stelle. Wer hier Kompromisse eingeht, handelt weder im Sinne seiner Kunden, noch im Sinne seines Unternehmens. Wir sehen ja aktuell bei einem bedeutenden Handyanbieter, welche Folgen es haben kann, wenn man an der Sicherheit spart.

Wie viele seiner My Reserve-Speicher hat Solarwatt in diesem Jahr bislang verkauft?

Aller Voraussicht nach werden wir in diesem Jahr gut 2.000 Speicher verkaufen.

Sie hatten nach der Ankündigung des Speichers im vergangenen Jahr zunächst Lieferschwierigkeiten. Was tun Sie, um ein ähnliches Szenario dieses Mal zu vermeiden?

Um ganz offen zu sprechen: Wir wurden nach der Intersolar im vergangenen Jahr komplett vom Erfolg des neuen Speichers überrannt und waren nicht ausreichend vorbereitet auf diese Dimension. Dies begann schon bei den Rohwaren und setzte sich bei den Prozessen und der Output-Kapazität fort. Heute ist die Situation jedoch eine andere. Die Probleme von damals sind gelöst und wir produzieren mittlerweile wie in einer Automobilfabrik. Wir haben ähnliche Qualitätssicherungsprozesse und produzieren mit einer Gesamtkapazität von 10.000 Speichern pro Jahr. Zu Lieferengpässen wird es beim „My Reserve 800“ demnach nicht kommen.

Planen Sie noch weitere neue Speichermodelle?

Wir wären nicht Solarwatt, wenn das nicht der Fall wäre! My Reserve wurde von Anfang an als modulares Konzept entwickelt, das von der kleinsten Einheit beinahe endlos bis zur Megawatt-Anlage hochskaliert werden kann. Unsere kommenden Produkte werden sich nahtlos in diese Strategie einfügen. Dabei verfolgen wir auch das Ziel, mit unseren industriellen Prozessen optimale Skaleneffekte zu erreichen, um die Kosten weiter zu senken. Nur so können wir einen Massenmarkt kreieren.

Sie wollen zudem ihre Modulproduktion noch stärker auf Glas-Glas-Solarmodule ausrichten. Was ist hier genau geplant?

Wir setzen auf Glas-Glas-Module, weil wir auch in diesem Segment das bestmögliche Produkt liefern wollen, um den Markt anzuführen. Die Vorteile von Glas-Glas gegenüber Glas-Folie sind hinreichend bekannt. Solarwatt steht für erstklassige Produkte mit bestmöglicher Leistung und maximaler Lebensdauer, daher werden wir auch bei unseren Modulen weiter in Automatisierung und Qualität investieren.

Bis zum Jahresende wollen Sie die Mitarbeiterzahl bei Solarwatt auf 300 steigern. In welchen Bereichen suchen Sie derzeit neue Beschäftigte?

Die Produkte der Zukunft sind immer mehr das Ergebnis herausragender Elektronik und Intelligenz, weniger das Ergebnis manueller Arbeit. Dieser Umstand führt dazu, dass wir zurzeit hauptsächlich Entwicklungsingenieure, Elektroniker aber auch Marketing-Spezialisten einstellen. Mit der Übernahme des Speicher-Spezialisten e-Wolf und der damit verbundenen Neugründung der Forschungseinheit Solarwatt Innovation sowie der Verpflichtung von Andreas Gutsch, Olaf Wollersheim und Thomas Timke vom Karlsruher Institut für Technologie haben wir ja bereits gezeigt, in welche Richtung es geht. Wir nehmen den Speichermarkt sehr ernst und haben auch zukünftig Großes vor, um Solarwatt als Branchenprimus weiter zu etablieren.

Das schriftliche Interview führte Sandra Enkhardt.


Kuwait: Erste Photovoltaik-Anlage am Netz

Kuwait: Erste Photovoltaik-Anlage am Netz

27. Oktober 2016 | Topnews, Märkte und Trends
Die Kosten für den Zehn-Megawatt-Solarpark liegen bei 30 Millionen Kuwait-Dinar. Kuwait will bis 2030 bereits 15 Prozent des Energiemixes aus erneuerbaren Energien erzeugen.

Kuwait will seinen Energiemix diversifizieren und hat deshalb am Mittwoch seine erste Photovoltaik-Anlage in Betrieb genommen. Der Solarpark „Sidrah 500“ hat eine Leistung von zehn Megawatt. Er markiert den Beginn der Solarstromerzeugung in einem Land, das sich mit der Idee der Photovoltaik-Installation erst langsam anfreundet. Jede Anlage sei ein wichtiger Schritt in der Photovoltaik-Entwicklung im Nahen Osten, da die ölreichen Länder in der Region nach wie vor nur zaghafte Schritte zur Markterweiterung unternehmen.
Das „Sidrah 500“-Kraftwerk befindet sich am Ölfeld Umm Gudair, das im Besitz von Kuwait Petroleum, einer Tochtergesellschaft der Kuwait Oil Company, ist. Die Entwicklung der Zehn-Megawatt-Anlage hat 30 Millionen Kuwait-Dinar (umgerechnet 90,6 Millionen Euro) gekostet. Der produzierte Strom wird sowohl ins lokale Netz eingespeist als auch zur Versorgung des Ölfeldes mit Energie genutzt.
Das Land hat das Ziel, bis 2030 rund 15 Prozent seines Energiemixes aus erneuerbaren Energieträgern gewinnen. Noch steht das Land dabei aber ganz am Anfang. Mit einer wachsenden Zahl von Ausschreibungen für große Photovoltaik-Anlagen in den vergangenen Jahren beginnen auch andere Länder in der Region, ihre Solarmärkte auszubauen. Dabei gab es in diesem Jahr schon neue Rekorde in Dubai und Abu Dhabi, wo weltweit erstmals weniger als 3,00 US-Dollarcent pro Kilowattstunde* für die Erzeugung von Solarstrom geboten wurden. (Sam Pothecary/ bearbeitet und übersetzt von Ylva Gouras)
Link zum Original-Artikel auf 
*Zahl nachträglich korrigiert

Tesla fährt erstmals Quartalgewinn ein

Tesla fährt erstmals Quartalgewinn ein

27. Oktober 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der Elektroauto- und Batteriehersteller aus Kalifornien geht weiter davon aus, dass seine Gigawattfabrik rechtzeitig fertiggestellt sein wird, um das Rollout seines neuen Modells ab dem zweiten Halbjahr 2017 zu unterstützen. In drei Wochen stimmen die Aktionäre über den Zusammenschluss von Tesla und dem Photovoltaik-Anbieter Solarcity ab.

Kurz vor der kritischen Abstimmung der Aktionäre über die Übernahme des Photovoltaik-Anbieters Solarcity sieht es bei Tesla Motors nicht durchweg gut aus. Zusätzlich zu den verschiedenen Gerichtsprozessen, die die Transaktion blockieren und einer unklaren Ankündigung betreffend den Technologiewechsel in der Solarcity-Gigawatt-Fabrik musste Tesla für das zweite Quartal 2016 einen Verlust von 293 Millionen US-Dollar vermelden.

Im Gegensatz zu diesen beunruhigenden Zeichen konnte der US-Konzern nun starke Ergebnisse für das dritte Quartal veröffentlichen, inklusive erstmalig einen operativen Gewinn. Tesla meldete eine operative Marge von 3,7 Prozent und ein Nettoergebnis von 22 Millionen US-Dollar. Der Umsatz stieg im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 152 Prozent auf 2,3 Milliarden US-Dollar.

Die positiven Finanzergebnisse beruhen im Wesentlichen auf bedeutenden Fortschritten. Während des dritten Quartals hat Tesla mehr als 25.000 Elektroautos produziert; fast doppelt so viele wie im Vorjahreszeitraum. Das Unternehmen habe 600 Millionen US-Dollar an Schulden zurückzahlen können.

Tesla bekräftigte zugleich sein Vorhaben, dass die Batterie-Gigawattfabrik in Nevada das Rollout des neuen „Model 3“ unterstützt soll. Obgleich diese Ankündigung vage gehalten wurde und die Zeitangaben von Juli 2017 bis zu zweiten Halbjahr 2017 reichten. Während des dritten Quartals hat Tesla 248 Millionen US-Dollar an Eigenkapital investiert, um seine Produktionskapazitäten zu erhöhen, den Bau der Gigawattfabrik in Nevada zu beschleunigen und seine Kundenservice-Infrastruktur weiter auszubauen. „Wir sind definitiv im Zeitplan“, sagte Technikvorstand J.B. Straubel.

Während der Erläuterung der Ergebnisse gab Tesla-Vorstandschef Elon Musk einige seiner Gedanken über die Zukunft von Solarcity bekannt, vorausgesetzt die Aktionäre segnen die Übernahme im kommenden Monat ab. „Wir denken, dass es wichtig ist, eine strenge Kontrolle über die Solarmodule zu haben“, sagte Musk. „Wir müssen in der Lage sein, schnell zu handeln. Mit Panasonic haben wir die besten (Batterie)zellen zu den geringsten Kosten und wir sind zuversichtlich, dass wir dieses Ergebnis auch mit Solar erreichen werden“, so Musk weiter.

Er sehe „eine Chance“, dass Tesla auch im vierten Quartal profitabel sein werde. Musk und Straubel verweisen dabei auf das umsichtige Finanzmanagement und die verbesserte Profitabilität des Unternehmens, die von einer Reihe von Faktoren abhänge. Der Tesla-Chef sagte auch, dass das Unternehmen im ersten Quartal 2017 voraussichtlich nicht sein Eigenkapital erhöhen werde. Zudem erklärte Musk, dass die aktuellen Pläne kein zusätzliches Kapital für das „Model 3“-Rollout benötige.

Am Freitag (28.10.) wird Musk seine Pläne für das Tesla/Solarcity-Solardach mit verbessertem Batteriespeicher und integrierter Elektroauto-Ladeanschluss präsentieren. (Christian Roselund/übersetzt und bearbeitet von Sandra Enkhardt)

Den englischen Originalartikel finden Sie auf pv magazine USA: Tesla breaks into the black in Q3 results

Schwimmende Solarparks schlagen Wellen

Schwimmende Solarparks schlagen Wellen

27. Oktober 2016 | Märkte und Trends, Topnews
In Singapur werden derzeit zehn verschiedene Photovoltaik-Technologien für schwimmende Solarparks getestet. In einer zweiten Stufe sollen 2017 die besten zwei ausgewählt und weiter ausgebaut werden.

Das Solar Energy Research Institute (SERIS) an der Nationalen Universität in Singapur (NUS) betreut eine der größten schwimmenden Photovoltaik-Anlagen im Tengeh Reservoir. Dabei führen ein gemeinsames Projektteam des Singapore Economic Development Boards und der nationalen Wasseragentur (PUB) eine zweistufige Studie über die wirtschaftliche und technologische Machbarkeit von großen schwimmenden Photovoltaik-Systemen auf Binnengewässern durch. Masagos Zulkifli, Minister für Umwelt und Wasserressourcen in Singapur, präsentierte das Projekt auf einer gemeinsamen Veranstalung des Asien-Clean-Energy-Gipfels und der Photovoltaik-Konferenz für Wissenschaft und Technik Anfang der Woche, teilte NUS mit.
Die erste Phase der Umsetzung umfasst zehn verschiedene Arten von schwimmenden Strukturen und Photovoltaik-Modulen, die jeweils eine Leistung von etwa 100 Kilowatt haben. Nach einem sechsmonatigen Evaluierungszeitraum werden die beiden leistungsstärksten Systeme in der zweiten Phase auf jeweils ein Megawatt Leistung ausgebaut.
Thomas Reindl, stellvertretender CEO und Direktor für Solare Energiesysteme bei SERIS, sagte, dass verschiedene Parameter zur Bewertung berücksichtigt werden. „Aus technischer Sicht haben wir uns die Leistung angesehen, auch den Ertrag, also wie viele Kilowatt Solarstrom wir aus zehn verschiedenen Systemen erhalten, die wir dann miteinander vergleichen können", so Reindl. Zusätzliche Parameter werden Temperatur und Sonneneinstrahlung sein.
SERIS habe zusätzlich eine Überwachungslösung entwickelt, die die Bewegungen der schwimmenden Anlage in drei Dimensionen sowie deren jeweilige Rotationen in Echtzeit verfolgt. Tan Nguan Sen, Chief Sustainability Officer bei PUB, sagte, dass zudem drei verschiedene Untersuchungen zum Thema Wasserverdampfung, Wasserqualität und Biodiversität durchgeführt werden. "Die Ergebnisse der Umweltstudien ermöglichen es uns, sorgfältige Entscheidungen darüber zu treffen, wie wir einige unserer Stauseen unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit dieser Systeme zukünftig mit schwimmenden Photovoltaik-Anlagen ausstatten können“, sagte Tan Nguan Sen weiter. (Ylva Gouras)

Gabriel fordert schnellere Energiewende in Europa

Gabriel fordert schnellere Energiewende in Europa

27. Oktober 2016 | Politik und Gesellschaft, Topnews
In einem Brief an die zuständigen Politiker in Brüssel spricht sich der deutsche Wirtschaftsminister unter anderem für einen verlässlichen Förderrahmen für Erneuerbare in der EU aus. Der BEE begrüßte die Initiative Gabriels.

Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) hat in einem Brief von EU-Vertretern eine schnellere und verlässliche Energiewende in Europa gefordert. „Die europäische Energiewende wird eine Innovations- und Technologierevolution auslösen“, heißt es in dem Schreiben vom Montag, das pv magazine vorliegt. Gabriel richtete es den EU-Kommissionspräsidenten Jean-Claude Juncker, dessen Vize Maros Sefcovic, den EU-Energiekommissar Miguel Canete, die Wettbewerbskommissarin Margrethe Vestager sowie den EU-Parlamentspräsidenten Martin Schulz.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) begrüßte den Vorstoß Gabriels für eine Beschleunigung der Energiewende in Europa. „Europa braucht einen deutlich ambitionierteren Ausbau erneuerbarer Energie, um die Klimaschutzziele zu erreichen“, erklärte BEE-Präsident Fritz Brickwedde. „In Zeiten von Brexit und Renationalisierung der Energiepolitik der Mitgliedsstaaten ist es umso wichtiger, dass die europäische Energiegesetzgebung demokratisch und transparent abläuft.“

Das bevorstehende Gesetzespaket zum Strommarktdesign, erneuerbaren Energien und der Energieunion biete eine Chance, die europäische Energiewende zu einem „Motor für Wachstum, Arbeitsplätze und Innovationen zu machen“, schreibt Gabriel weiter. Er fordert in diesem Zuge die Schaffung eines „umfassenden, verlässlichen, klaren und transparenten Rahmen für Investitionen und Innovationen“. 2050 sei nur noch zwei Investitionszyklen entfernt, daher seien schnelle Entscheidungen notwendig.

Diese Auffassung teilt auch der BEE. „Dabei spielt die konsequente Einhaltung des Einspeisevorrangs für Erneuerbaren Energien eine besonders wichtige Rolle“, so Brickwedde weiter. „Der Einspeisevorrang unterstützt den Rückbau der starren fossilen Restlast und schafft gleichzeitig die jetzt nötige Sicherheit für Investoren.“

In seinem Schreiben fordert Gabriel einen verlässlichen Förderrahmen für erneuerbare Energien und eine schrittweise Angleichung der nationalen Fördersysteme sowie eine Roadmap für deren Marktintegration bis 2030. „Gabriel betont zurecht, dass Energiepolitik nicht durch kommissionsinterne Leitlinien gemacht werden kann“, sagt BEE-Präsident Brickwedde. „Die verschiedenen Vergütungssysteme müssen schrittweise an die Realitäten der nationalen Märkte angepasst werden.“ Daher müssten technologiespezifische Förderungen und Ausnahmeregelungen weiterhin möglich sein – gerade mit Blick auf Akteursvielfalt und Kosten.

„Wenn Europa tatsächlich die ‚Nummer ein‘ bei den erneuerbaren Energien werden will, brauchen wir Planungssicherheit. Diese Frage darf jetzt nicht offen bleiben“, so Gabriel in seinem Brief an die EU-Vertreter. Er fordert auch deshalb eine offene politische Debatte im Rat und Parlament. Zudem müsse der Weg aufgezeigt werden, wie das verbindliche EU-Ziel für erneuerbare Energien erreicht werden solle. Dies bedeute auch, dass es Regeln für den Fall brauche, dass EU-Mitgliedsstaaten ihre Ziele nicht erreichten.

Beim Strommarkt spricht sich Gabriel in seinem Brief für das „deutsche Modell“ aus, also ein Strommarktdesign 2.0, was den Binnenmarkt fit für die Energiewende mache. Für Kapazitätsmärkte solle es eine „Phase-out-Roadmap“ geben, also konkrete Maßnahmen wie man aus dem Kapazitätsmarkt herauskommt. Das Erreichen der Klima- und Energieziele dürfe nicht erschwert werden, schreibt Gabriel in diesem Zusammenhang. Eine Forderung, die der BEE ebenfalls unterstützt. (Sandra Enkhardt)

México: FRV se adjudicó 300 MW solares en la segunda subasta de energías limpias

México: FRV se adjudicó 300 MW solares en la segunda subasta de energías limpias

27/10/16 | México, local
La empresa ganó el proyecto a un precio de US$ 26,99. Se trata de una de las tarifas más bajas registradas en la segunda subasta eléctrica, en la que el precio medio de energía limpia y CEL se situó en US$ 33,47.
La empresa Fotowatio Renewables Ventures (FRV) se adjudicó un proyecto fotovoltaico de 300 megavatios de potencia a un precio de 26,99 dólares estadounidenses el megavatio hora en la segunda licitación eléctrica en México, según informó en un comunicado.
La empresa señala que este proyecto comenzará a construirse a mediados de 2018 y que su puesta en marcha se prevé a mediados de 2019. La iniciativa se ubica en concreto en el estado de San Luis de Potosí, en el noreste de México y la construcción del proyecto generará previsiblemente 250 empleos locales. Además, durante el periodo de operación se creará 20 puestos de trabajo más.
La generación de electricidad del proyecto se estima en el equivalente al consumo de aproximadamente 76.100 hogares. Con la iniciativa se prevé una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero equivalente a aproximadamente a 97,7 millones de toneladas de CO2.
En la segunda subasta de energías limpias, la cual se resolvió el pasado mes de septiembre, se adjudicaron alrededor de nueve teravarios hora de electricidad y alrededor de nueve millones de certificados de energías limpias a un precio medio de 33,47 dólares estadounidenses el megavatio hora.
“México es uno de los mercados con más recursos de fuentes de energía renovable, lo que presenta numerosas oportunidades para FRV e inversores internacionales. El éxito de FRV en la subasta marca un hito ya que refuerza la presencia de la compañía en América Latina y respalda sus planes de expansión global”, afirmó el consejero delegado de FRV Rafael Benjumea.
Con la reforma energética mexicana se puso en marcha un mercado eléctrico a principios de este año y se introdujo un sistema de licitaciones a largo plazo. La tercera subasta se lanzará previsiblemente hasta abril del próximo año. “Nuestra cartera de contratos en el país, sumada a nuestra experiencia y competitividad, nos sitúa en buena posición para seguir participando en futuras subastas”, indicó el consejero delegado de FRV Rafael Benjumea. (Redacción)

Tesla breaks into the black in Q3 results

Tesla breaks into the black in Q3 results

27. October 2016 | By:  Christian Roselund
The EV and battery maker maintains that its battery gigafactory will be ready to support Model 3 rollout in H2 2017, three weeks before a shareholder vote on the acquisition of SolarCity.

Coming up on the critical shareholder vote to approve its acquisition of the largest U.S. distributed solar installer, Tesla Motors has not consistently looked good. In addition to the multiple lawsuits to block the transaction and an unclear announcement regarding a proposed switch of technologies at the SolarCity gigafactory, Tesla reported a loss of $293 million dollars during Q2.
In contrast to those troubling signs, Tesla posted strong results for the third quarter of 2016, including breaking in to a positive operating result and profit for the first time in many quarters. Tesla reported a 3.7% operating margin, as well as a net income of $22 million, with revenue rising 152% year-over-year to $2.3 billion.
These positive financial results come on the back of significant operational successes. During the quarter Tesla produced over 25,000 vehicles, nearly double Q3 of last year. The company was also able to pay down $600 million in debt.
Tesla also re-affirmed its pledge to have its Nevada battery gigafactory ready to support Model 3 roll-out, although over time the phrasing around this has gone from July 2017 to the second half of 2017. During the quarter Tesla invested $248 million in capital expenditures to increase production capacity, accelerate construction of its Nevada gigafactory, and expand customer support infrastructure, down from the previous quarter.
“We are definitely on schedule,” notes Tesla Chief Technical Officer J.B. Straubel.
On the results call, Tesla CEO Elon Musk offered some insights into his thoughts about the future of SolarCity, assuming that the acquisition goes through next month. “We do think it is important to have tight control over the solar panels,” notes Musk. “We have to be able to iterate rapidly.”
“With Panasonic, we have the best (battery) cell at the lowest cost, and we are confident we can achieve that outcome with solar.”
Musk says that there is “a chance” that Tesla will be profitable during Q4, including non-cash stock-based expense. Straubel and Musk referenced the company’s prudent financial management and improved profitability due to a number of factors, and Musk says that the company probably won’t do a capital raise in Q1.
Musk further noted that the company’s current plan does not require a capital raise for the Model 3 roll-out, but did not rule one out either. Musk also says that having examined SolarCity financials, it expects the company to be at least neutral but perhaps a cash contributor in the fourth quarter.
On Friday Tesla and SolarCity will be unveiling plans for their new solar roof product.

Operations start at Kuwait's first ever PV plant

Operations start at Kuwait's first ever PV plant

27. October 2016 | By:  Sam Pothecary
Electricity started flowing at the landmark 10 MW Sidrah 500 PV plant in Kuwait on Wednesday, marking the beginning of utility-scale solar generation in the country, as the region begins to warm to the idea of PV deployment.
The 10 MW plant cost KWD 30 million (USD 99 million) to develop.
Each landmark is an important step in PV development in the Middle East, as countries in the region take tentative steps towards market expansion. Yesterday, the first ever utility-scale PV plant in Kuwait began operations, as the country looks to diversify its energy mix.
The Sidrah 500 plant is located at the Umm Gudair oil field, which is owned by Kuwait Petroleum Coporation subsidiary, the Kuwait Oil Company. The 10 MW plant cost KWD 30 million (USD 99 million) to develop, and the electricity that it produces will be split between the local grid and powering the oil field itself.
It is the first ever solar plant in Kuwait, representing a sign of the times for the oil rich country, which is seeking to diversify its energy mix, as electricity demand increases. The country has now pledged 15% of its energy mix to renewable sources by 2030, which means there will need to be an awful lot of activity in the market to reach this goal.
Other countries in the region are also beginning to get their solar markets rolling, with a number of utility-scale solar tenders over the last couple of years. So far in 2016, two world records have been broken for low priced solar, during tenders in Middle Eastern countries.
The first of these was in June when a bid by a consortium led by Abdul Latif Jameel, Fotowatio Renewable Ventures, and Masdar, was the first ever to offer prices below 3$c/kWh, with an offer of 2.99$c/kWh for an 800 MW project in Dubai. Then, most recently, three world record bids were entered in a solar auction in Abu Dhabi for the 350 MW Sweihan project. The lowest of the bids was an astonishing 2.42$c/kWh by a consortium of JinkoSolar and Marubeni.

Commissioning delay for 181 MW of solar projects in Uttarakhand

Commissioning delay for 181 MW of solar projects in Uttarakhand

27. October 2016 | By:  Sam Pothecary
The commissioning of a total of 23 solar projects has been delayed for five months in Uttarakhand, after disagreements and delays related to the local distribution company and the Uttarakhand Renewable Energy Development Agency.
The 23 solar projects had originally been given a date of October 2016 for the commissioning to be completed.
Developers will be pleased to hear that they have been granted an extension of the commissioning date for a total of 181 MW of solar projects in the Indian state of Uttarakhand. The companies had applied for the extension after a delay in the approval of power purchase agreements, as reported by Mercom Capital.
The 23 solar projects had originally been given a date of October 2016 for the commissioning to be completed. This has now been extended until 31 March 2017, as announced by an official at the Uttarakhand Renewable Energy Development Agency (UREDA).
The 13 developers had requested an extension of the completion date, after there was a delay in the approval of the power purchase agreements (PPAs). This is said to have taken place because the main distribution company in the state Uttarakhand Power Corporation (UPCL) will not be ready to purchase the additional power until next year. 
The Uttarakhand Electricity Regulatory Commission (UERC) pinned the blame directly on UPCL, stating, “the delay in achieving financial closures and consequently the commissioning of the projects is due to the inefficiency of Uttarakhand Power Corporation which led to delays in the signing of the PPAs.”
The projects that have been delayed add up to a total of 181 MW. The developer with the largest pipeline of these is ACME Solar who is developing 4 projects with a total capacity of 50 MW, while developers Omkar PowerTech India and Punj Lloyd each have 30 MW of projects, spread across projects.

Australia: Network lobby proposes special tariff to keep households on grid

Australia: Network lobby proposes special tariff to keep households on grid

27. October 2016 | By:  Giles Parkinson
Australia's main network lobby is proposing a new tariff for stand-alone power systems that it says will encourage more than one million households with large amounts of solar and battery storage to stay connected to the main networks, rather than lead an exodus.
A new report commissioned by the Energy Networks Association predicts that by 2050 some 10 per cent of consumers – or 1.25 million households – will leave the grid because solar and battery storage will offer a cheaper solution.
It believes that by offering a “stand alone power system” discount, it can provide an incentive for most of these to stay, thereby avoiding added costs to other consumers, who would be required by networks to pick up the revenue lost from households leaving the grid.
The way the SAPS discount might work is by requiring those with significant solar and battery storage arrays to disconnect from the grid at times of “critical peaks” – effectively acting as a load shedding feature on the grid and trying to avoid those pricing surges that are passed on to all consumers.
There is no doubt that the threat of mass defections is an issue that troubles network owners, because if people do leave the grid, they will no longer be contributing to the networks’ regulated asset base, thereby forcing those networks to recoup their revenue from remaining customers.
That, in turn, leads to more defections, more price rises, and chaos and the so-called death spiral ensues.
Of course, many think that the value of the regulated asset base has been massively inflated, possibly by a factor of two or more, through “gold plating”. But the network lobby has rejected any calls for write downs, and indeed has even canvassed penalties to consumers who do leave the grid.
This new tariff proposal indicates a slight evolution from that thinking, as it appears to want to find a means to tap into the solar and storage resource of those households, and presumably use those assets and reward them for their ability to help meet peak demand, defer grid spending and provide grid security.
However, the forecast of a 10 per cent defection rate by 2050 contrasts sharply with recent work by the CSIRO through its Future Grid scenarios, which suggested that one-third of consumers could leave the grid by 2040 unless the network operators changed their business models.
This is the modelling done by Energeia. It shows that under Scenario 1, with no change to tariffs, grid defections begin in the early 2020s, reach around 1 per cent by 2026 and 10 per cent by 2050. But by offering a variety of tariff proposals, including a 5 per cent discount on “residual” network costs and giving centralised control to their storage, it estimates that the number of customers choosing to go off-grid falls to almost zero.
Energeia reasons that the ability to sell excess PV to the grid, save money via the SAPS solution (by needing less battery storage), and enjoy “higher combined reliability” will be attractive enough to keep solar households on grid.
Interestingly, the modelling shows that there would be 4 million stand alone power systems in Australia by 2050, but they would almost all be connected to the grid. Without the “special discount”, it suggest 1.25 million households might quit the grid.
(I’m not sure that fully captures the motivation or the economic factors that will inspire people to go off-grid. A 5 per cent discount would only represent $25 a year on a $500 fixed network fee. And while we recognise that it would be a better outcome if most remain connected to the grid, the network providers might need to offer something a little more compelling to keep consumers connected).
Energeia estimates this would result in $1.2 billion in savings for the potential off-grid customers and deliver $1 billion is savings overall to connected customers by 2050.
The ENA is at least prepared to acknowledge that there is some $1.7 billion to be saved by providing stand alone power systems – mostly centred around solar and battery storage – to some 27,000 “new” remote farms and other “edge of grid” communities.
It wants rule changes that will allow the networks to offer such solutions, rather than being forced to build new poles and wires – the underlying philosophy of politicians and regulators since the dream of “rural electrification” came into vogue in the 1950s and 1960s.
John Bradley, the CEO of the ENA, says providing solar and battery storage based stand alone power systems to these 27,000 new rural farm customers could save $700 million rather than building more poles and wires.
“By 2050 these customers could be supplied more cheaply and reliably with stand alone systems using 2GW of solar PV or more than twice Victoria’s solar PV capacity today and 7.5GWh of battery storage,” Bradley said in a statement.
Grid companies could save customers over $1.7 billion in costs and provide more reliable service to rural customers if they can make smarter use of off-grid technology
However, the modelling from consulting firm Energeia presents a surprisingly bleak view of the economics of micro-grids and stand alone power systems for customers in remote areas – suggesting only that farms more than 3km from a grid connection, and bigger farms more than 8km from a connection, would find staying off grid economically attractive.
It suggested that even small mines around 500km away from the nearest connection point would look to linking with the grid rather than go for a microgrid.
And it doesn’t seem to think that remote townships will even find it cost effective to cut their links to the grid by 2050, under any scenario.
“Energeia’s modelling found that Australia’s moderately sized communities (over 500 residents) at the fringe-of-grid, are generally unable to be cost effectively served by a microgrid by 2050 without specific local extenuating circumstances including significantly lower than average levels of reliability or significantly higher than average costs to serve,” it notes.
This conclusion appears to differ from a recent Energeia study that suggested that at least 40 Australian towns could, and probably should, quit the main electricity grid, because they would be saving money for themselves and for other electricity consumers.
That study found that it will be more cost effective within a few years to actually cut the main link and provide the power with local generation, principally solar, and battery storage. The new study, however, suggests that those technologies will not be cost competitive until after most grids are upgraded over the next 20 years.
It is not the first time that the ENA has elicited a contrasting response from the same consultant. In August it released a report from Jacobs suggesting no large-scale solar plants will be built in Australia from now to 2030. Two months later, the Queensland government released a report from Jacobs into its 50 per cent renewable energy target plans that suggested more than 5,000MW of large-scale solar could be built in that state alone by 2030.
The Energeia study on the viability of micro-grids seems to contrast with the views of some individual network operators, such as Ergon in Queensland and Western Power in Western Australia, who admit that many customers, and some communities, in remote and not so remote locations would be a lot cheaper to serve if they did not have to rely on poles and wires.
Regional consumers in both those states enjoy a significant cross-subsidy from people in the city. In both states, that subsidy ranges from $300 million to $600 million a year. In WA it amounts to one-third the cost of electricity.

This article was originally published on Renew Economy. It was reproduced with permission. 

Suzlon & Ostro announce 50 MW project in Telangana

Suzlon & Ostro announce 50 MW project in Telangana

27. October 2016 | By:  Mark Hutchins
Suzlon and Ostro Energy, two names more commonly associated with India’s wind energy industry, have announced plans to jointly develop a 50 MW solar project at Wanaparthy, Telangana, according to Mercom Capital. Both companies expect the project to be commissioned in 2017.
The plant in Telangana State, India will be Ostro Energy's first solar project.
Under the terms of the joint venture, Ostro Energy will acquire a 49% stake in Prathamesh Solar Farms, a special purpose vehicle created by Suzlon for this project. Ostro will also have the option to take over the remaining 51% in the future.
“With the government’s thrust on renewables, and the government target to build 100 GW of solar energy projects by 2022, this is the right time for us to foray into solar energy,” says Ranjit Gupta, Ostro Energy CEO. “This joint venture is a significant step for the company, aligned to our vision to be a 1000 MW company in India by 2018.”
The project is funded by 75% debt and 25% equity. Generated power will be purchased by Telengana Southern Power Distribution Company, with Suzlon responsible for the plant’s operations and maintenance over the plant’s 25 year operational period.
Both companies are newcomers to India’s solar sector; in fact this will be Ostro Energy’s first move into the industry. Suzlon is in its first year of solar operations, having entered the market back in January, winning the tender for 210 MW of projects in Telangana.
Formerly one of the world’s five largest wind developers, the company has used its success with wind to expand into solar, with a pipeline of more than 500 MW. The partnership with Ostro is the fourth set up by Suzlon this year, other partner’s include Unisun Energy (15 MW), Canadian Solar (30 MW) and CLP India (100 MW).
“Today, the renewable energy sector is witnessing a positive momentum,” states Suzlon Group CEO J.P Chalasani. “We look forward to continuing our partnership with Ostro and thereby contributing to the country’s energy security.”

Fotowatio awarded 300 MW project in Mexican auction

Fotowatio awarded 300 MW project in Mexican auction

27. October 2016 |By:  Sam Pothecary
The Spanish solar developer has revealed that it was awarded a 300 MW project in the second Mexican power auction that took place in September, with a lower than average bid of USD 26.99 per MWh.
The Spanish company has been active in the Latin American market since 2013, but this is the first project that it shall develop in Mexico.
More details are beginning to trickle out from the results of the second Mexican auction that took place last month. The latest news comes from Fotowatio Renewable Ventures (FRV), who is set to develop its first PV plant in Mexico, after winning a 300 MW project.
The Spanish company has been active in the Latin American market since 2013, but this is the first project that it shall develop in Mexico. The company was awarded the project after putting in a bid of USD 26.99 per MWh for the electricity that is generated. This is significantly lower than the average of USD 33.47 per MWh that was tabled by renewable energy projects in the auction. Construction of the plant is due to begin in 2018, with completion planned for mid-2019.
“Mexico is one of the markets with many renewable energy resources, which presents FRV and international investors with numerous opportunities,” commented FRV CEO Rafael Benjumea. “The success of FRV in the auction is a milestone as it strengthens the company’s presence in Latin America and supports its global expansion plans.”
The facilitating of these large-scale solar PV plants is part of the Mexican government’s plan to reach the target of renewable sources making up 35% of the country’s energy mix by 2024. To do this Mexico’s Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)is hosting a series of power auctions, in which renewable energy developers can enter.
During the second auction, which took place in September, 8.9 TWh of annual energy and 8.9 million Clean Energy Certificates were awarded to renewable energy projects. Within that, 4.8 TWh per year and 4.9 million Clean Energy Certificates were assigned to solar PV projects. The Mexican government has since announced that is working on a third power auction, which should take place in April 2017.

Donnerstag, 27. Oktober 2016

Hyperloop: Kanadisches Konzept zeigt den Zug der Zukunft

Hyperloop: Kanadisches Konzept zeigt den Zug der Zukunft

Gleich mehrere Unternehmen kämpfen darum, als erstes einen funktionalen Hyperloop auf die Strecke zu bringen. Dabei handelt es sich um Elon Musks Vision einer Art magnetischen Zuges, der mit hohen Geschwindigkeiten durch ein Röhrensystem schießt. Schenkt man den beteiligten Unternehmen Glauben, werden wir innerhalb eines Jahres erste Teststrecken und Prototypen sehen. Die ersten echten Hyperloop-Strecken sollen innerhalb der nächsten 10 Jahre eröffnet werden. Nicht jedes Unternehmen hat jedoch einen derart straffen Zeitplan. Das kanadische Unternehmen Transpod mit seinem CEO Sebastien Gendron sieht in Hyperloop eine Evolution von Hochgeschwindigkeitszügen, die aber noch Jahre vor der Fertigstellung ist.
Bild: Transpod
Bild: Transpod

Transpod entwirft den Zug der Zukunft

Gendron ist ein Veteran der Luftfahrt- und Schienenindustrie und weiß, dass alles, was die Implementierung neuer Technologien und Infrastrukturen zum Transport menschlicher Passagiere Jahre, wenn nicht Jahrzehnte in der Entwicklung benötigt. Während Konkurrenzunternehmen wie Hyperloop One und Hyperloop Transportation Technologies planen, das komplette System zu entwickeln, konzentriert Transpod sich mit seinen 30 Mitarbeitern darauf, die Pods zu entwickeln, die mit bis zu 1000 km/h durch die Röhren schießen sollen.
Letzten Monat präsentierte Gendron auf der InnoTrans-Messe in Berlin das Konzept des Transpods. Dabei handelt es sich um ein 10-Tonnen-Gebilde, das etwa 25 Meter lang ist und bis zu 10 Tonnen Nutzlast tragen kann. Gendron geht davon aus, dass Hyperloop Fracht transportieren wird, lange bevor das System von menschlichen Passagieren genutzt wird. Dennoch macht sich sein Team bereits Gedanken darum, wie er die Idee von Hyperloop-Reisen an potentielle Passagiere verkaufen kann. Das Ergebnis ist ein Konzept, das einen futuristischen Innenraum zeigt. Man kann diesbezüglich wahrlich von einem Transportsystem der Zukunft sprechen.
Luxuriöser Innenraum sorgt für ein angenehmes Reiseerlebnis Die Economy Class in den Renderings erinnert vom Design her noch stark an einen herkömmlichen Zug. Sitzreihen von jeweils zwei Sitzen auf jeder Seite bieten Platz für die Passagiere, die auf ein Entertainment-System zurückgreifen können, das von der Deutschen Bahn bereits seit Jahren versprochen wird und in Flugzeugen schon lange Standard ist.
Beeindruckender sind da die Renderings der Business Class. Die Bestuhlung bietet viel Platz und kann in jede Richtung gedreht werden und bietet großzügigen Raum zum Arbeiten. Außerdem sind auf den Renderings Gemeinschaftsareale und eine Restaurantabteilung zu sehen, natürlich alles mit modernster Technik ausgerüstet. Ein Sonnendach und künstliche Skylights sorgen für natürliche Beleuchtung. „It’s gonna be a nice ride, a nice customer experience“, so Gendron über seine Transpods.

Transpod sucht noch nach der richtigen Technologie

Gendron stellt sich vor, dass eine erste Hyperloop-Linie Toronto und Montreal verbinden wird, eine Route, auf der jährlich 10.000 Lastwagen unterwegs sind. Die erste Generation des Hyperloops wäre sicher nicht geeignet, den Warenverkehr zu ersetzen, aber langfristig ist das das Ziel, neben dem Transport von menschlichen Passagieren.
Transpod möchte Linearmotoren einsetzen, ähnlich wie sie auch bereits bei Maglev-Zügen zum Einsatz kommen. Der schwierige Teil ist, die Pods in den Röhren zum Schweben zu bringen, was elementar wichtig ist, um den Reibungswiderstand zu minimieren. Magnetische Levitation wäre geeignet, um dieses Ziel zu erreichen, ist aber teuer und energiehungrig, was einer der Hauptgründe dafür ist, dass Maglev-Züge sich bisher nicht durchsetzen konnten. Gendrons Ziel ist es, ein anderes System zu finden.
Aktuell sucht Transpod aber nach Investoren und Partnern, um die Renderings vom Bildschirm in die Wirklichkeit zu übertragen. Und zwar bis zur nächsten InnoTrans-Messe 2018.
via Wired.com

In Singapur entsteht die weltweit größte Testfläche für schwimmende Solarparks

In Singapur entsteht die weltweit größte Testfläche für schwimmende Solarparks

Singapur hat viel Sonne, aber nur wenig Platz. Der Stadtstaat ist also darauf angewiesen, dass installierte Solarmodule möglichst effizient arbeiten. Auf einem der Frischwasserreservoire der Stadt entsteht daher aktuell die weltweit größte Testfläche für schwimmende Solarmodule. Dort werden acht verschiedene Firmen unterschiedliche Ansätze ausprobieren und können die Ergebnisse dann anschließend miteinander vergleichen. Auf diese Weise soll das effizienteste System gefunden werden, um zukünftig alle siebzehn Wasserreservoire der Stadt mit Solarpanels zu bestücken. Die Regierung in Singapur lässt sich das Projekt insgesamt rund elf Millionen Dollar kosten. Die bei den Tests erzielten Ergebnisse sind aber natürlich auch für andere Staaten von Interesse.
Screenshot via Inhabitat
Screenshot via Inhabitat

Die Stromproduktion und die Auswirkungen auf das Wasser werden untersucht

Die Experten beobachten während der Tests dann vor allem zwei Dinge: Zum einen die Produktion der verschiedenen Solarmodule. Zum anderen aber auch die Auswirkungen auf das Wasser. Als gesichert gilt in diesem Zusammenhang die Tatsache, dass die Solarmodule Sonneneinstrahlung abfangen und so weniger Wasser verdunsten lassen. Nun soll aber auch untersucht werden, welche Auswirkungen dies auf die Wasserqualität und die Biodiversität hat. Am Ende werden dann zwei der insgesamt zehn getesteten Systeme für die zweite Runde des Testprogrammes ausgewählt. Diese sollen dann großflächig zum Einsatz gebracht und dabei noch einmal auf Herz und Nieren geprüft werden. Langfristig ist geplant, dass die schwimmenden Solarparks einen Teil zur Energiesicherheit des Landes beitragen.

Auch Großbritannien und Japan setzen auf die Technik

Singapur besitzt als Stadtstaat logischerweise keine größeren Vorkommen an fossilen Energieträgern. Das Land setzt daher schon seit längerem auf eine Steigerung der Energieeffizienz und den Ausbau der Photovoltaik. Viele Häuser und Gebäude wurden dabei inzwischen bereits mit entsprechenden Solarmodulen ausgestattet, weshalb jetzt nach alternativen Installationsorten gesucht wird. Die Wasserreservoire bieten sich dabei an, weil andernorts bereits positive Erfahrungen mit schwimmenden Solarparks gemacht wurden. So entsteht in London aktuell Europas größtes Solarkraftwerk auf dem Wasser. Auch Japan setzt in Folge des Atomunfalls von Fukushima auf den Ausbau der Photovoltaik – und hat daher die weltweit größten schwimmenden Solarparks in Betrieb genommen.
Via: Inhabitat

Zuverlässige Stromversorgung in Deutschland

Zuverlässige Stromversorgung in Deutschland

Erneuerbare Energien haben keine negativen Auswirkungen auf die Zuverlässigkeit der Stromversorgung in Deutschland.
Erneuerbare Energien haben keine negativen Auswirkungen auf die Zuverlässigkeit der Stromversorgung in Deutschland.
21.10.2016 12:29 - Die Zuverlässigkeit der Stromversorgung befindet sich auf konstant hohem Niveau. Der steigende Anteil erneuerbarer Energien hat keine negativen Auswirkungen auf die Versorgungsqualität.
Im Jahr 2015 lag in Deutschland die durchschnittliche Unterbrechungsdauer je angeschlossenem Letztverbraucher bei 12,7 Minuten. Im Jahr 2014 hatte dieser Wert bei 12,28 Minuten gelegen. „Auch wenn der Wert leicht angestiegen ist, liegt die Stromversorgungsqualität in Deutschland weiter auf sehr hohem Niveau“, erläutert Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur. „Ursache für den Anstieg der durchschnittlichen Versorgungsunterbrechung sind vor allem Wetterereignisse wie Stürme und Hitzewellen. Die Energiewende und der steigende Anteil dezentraler Erzeugungsleistung haben weiterhin keine negativen Auswirkungen auf die Versorgungsqualität.“

Bundesnetzagentur erfasst Versorgungsunterbrechungen

Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben der Bundesnetzagentur jährlich einen Bericht über alle in ihrem Netz aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen von mehr  als drei Minuten vorzulegen. Der Bericht enthält Zeitpunkt, Dauer, Ausmaß und Ursache der Versorgungsunterbrechungen. Für das Jahr 2015 haben 850 Netzbetreiber 177.751 Versorgungsunterbrechungen übermittelt.

Leichter Anstieg wegen auffälliger Wetterereignisse

2015 ist ein leichter Anstieg des sogenannten SAIDI (System Average Interruption Duration Index) mit 12,7 Minuten gegenüber dem Vorjahr mit 12,28 Minuten zu verzeichnen. Damit geht im Vergleich zum Vorjahr 2014 mit 173.825 Unterbrechungen auch ein Anstieg der Gesamtzahl an Versorgungsunterbrechungen einher.
Der Anstieg ist auf die auffälligen Wetterereignisse im Jahr 2015 zurückzuführen. Neben verschiedenen Stürmen waren dies vor allem die Hitzewellen im Sommer 2015. Die hohen Temperaturen lösten dabei zum Beispiel Kurzschlüsse oder Überschläge in Trafostationen aus und führen so zu Versorgungsunterbrechungen. (Petra Franke)

4 Tipps zum Tausch defekter Module

4 Tipps zum Tausch defekter Module

Sturm hat Module von diesem Dach gerissen. Hier gibt es keinen Zweifel, dass diese Module ersetzt werden.
27.10.2016 9:02 - Defekte Module zu tauschen, ist nicht ganz trivial. Der Gesetzgeber hat einige Fallstricke gespannt und auch die Technologie selbst setzt Grenzen. Doch wenn der Betreiber die grundlegenden Tipps beachtet, kann kaum noch etwas schief gehen.
Hagelschlag, Mindererträge, Sturm oder Diebstahl – die Gründe, Module von bereits installierten Solaranlagen zu tauschen können vielfältig sein. Doch so einfach, wie es sich anhört, ist es nicht. Denn der Teufel steckt im Detail und der Betreiber muss sich genau überlegen, wann er Module ersetzt.

1. Module sofort tauschen oder lieber noch warten

Die erste Frage ist: Wann tauscht man die Module. Wenn ein Sturm übers Land gezogen ist und Module vom Dach reißt, ist ein Ersatz fast unumgänglich. Leiden Module unter verminderter Leistung im Laufe der Betriebszeit, ist die Frage nicht so einfach zu beantworten. Klar ist, die Module sollten zwar möglichst schnell getauscht werden. Doch letztlich ist es eine kaufmännische Entscheidung. Schließlich muss der Anlagenbetreiber noch einmal Geld in die Hand nehmen, wenn er defekte Module tauschen will. Erst wenn die Mindererträge zu groß werden, ist die Wirtschaftlichkeit der Anlage in Gefahr. Dann lohnt sich auch der Tausch der defekten Module. Doch jedes Modul einzeln zu tauschen, wird vor allem bei großen Solarparks zu aufwändig. Hier wechseln die Betreiber in der Regel dann, wenn mehrere Module betroffen sind und sich der Auftrag lohnt, einen Techniker zur Anlage zu schicken. Das Problem ist, jedes Modul mit Minderertrag zieht auch alle anderen Paneele im String in Mitleidenschaft. Schließlich sind diese in Reihe geschaltet und das leistungsschwächste Modul bestimmt den Ertrag des gesamten Strings.

2. Nur defekte Module dürfen getauscht werden

Ist die Entscheidung gefallen, die Module zu tauschen, steht der Anlagenbetreiber vor der nächsten Frage: Darf er das so einfach machen? Vom gesunden Menschenverstand ausgehend, steht da nichts im Wege. Doch das EEG hat für den Tausch von Modulen enge Grenzen gesetzt. So dürfen nicht einfach Module durch neue ersetzt werden, weil die aktuelleren Paneele in der Regel mehr Leistung bringen. Vielmehr darf der Betreiber der Anlage tatsächlich nur Module tauschen oder ersetzen, wenn die alten defekt oder gestohlen sind. Das sollte der Anlagenbetreiber zumindest dokumentieren und dem Netzbetreiber anzeigen.

3. Anlagenleistung darf nicht steigen

Auf keinen Fall darf die Leistung der Anlage nach dem Modultausch die ursprünglich angezeigte Leistung überschreiten. Einzige Ausnahme gilt für Eigenverbrauchsanlagen. Bei diesen darf die Leistung beim Modultausch um 30 Prozent steigen. Hier ist der Anlagenbetreiber ein bisschen in der Zwickmühle. Tauscht er jedes alte Modul durch ein neues aus, und nutzt dafür aktuelle Paneele, steigt die Leistung fast zwangsläufig. Die Lösung ist, entweder ein Modul weniger zu installieren. Soll die Anzahl der Module gleich bleiben – etwa weil es nicht schön aussieht, wenn auf dem Dach ein Modul fehlt – gibt es noch die Möglichkeit, die höhere Leistung als neue Anlage anzumelden. Dann gibt es allerdings nur die Einspeisevergütung, die zum Zeitpunkt der Anmeldung der Anlage gilt. Die Argumentation, dass ein leistungsstärkeres Modul sich in einem String an die älteren und leistungsschwächeren Modulen anpassen, wird nicht funktionieren. Denn es zählt laut EEG die Nenn- und nicht die tatsächliche Einspeiseleistung.

4. Suche auf dem Zweitmarkt

Um auf der sicheren Seite zu bleiben, lohnt sich der Aufwand, ein baugleiches Modul auf dem Zweitmarkt zu suchen. Immer wieder werden ältere Paneele oder Restposten dort angeboten. Projektierer größerer Solarparks stellen sich immer oftmals vorsichtshalber einige Module, die im Solarpark verbaut wurden, auf Lager. Dann können sie im Falle eines Defekts auf ein solches Modul zurückgreifen. Findet der Betreiber aber kein baugleiches Modul mehr und hat er auch keins mehr im Keller, dann kann er auch auf andere Module zurückgreifen. Die einzige Voraussetzung ist, dass die Kennlinien der alten und der Ersatzmodule relativ gut übereinstimmen. Wenn das neue Modul die gleiche Leerlaufspannung und den gleichen Kurzschlussstrom haben, wie die alten Module, fügt sich dieses relativ gut in den String ein. (Sven Ullrich)