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Mittwoch, 30. November 2016

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

16.11.2016

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

Widerruf der von der EU-Kommission angenommenen Verpflichtung im Hinblick auf fünf ausführende Hersteller

Bonn (GTAI) - Die EU-Kommission widerruft mit Wirkung vom 17.11.2016 die mit Durchführungsbeschluss 2013/707/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) bestätigte Annahme der Verpflichtung in Bezug auf
  • Wuxi Suntech Power Co. Ltd, Suntech Power Co. Ltd, Wuxi Sunshine Power Co. Ltd, Luoyang Suntech Power Co. Ltd, Zhenjiang Rietech New Energy Science Technology Co. Ltd und Zhenjiang Ren De New Energy Science Technology Co. Ltd zusammen mit den mit ihnen verbundenen Unternehmen in der Union, für die der gemeinsame TARIC- Zusatzcode B796 gilt (Wuxi Suntech),
  • Jinko Solar Co. Ltd, Jinko Solar Import and Export Co. Ltd, ZHEJIANG JINKO SOLAR CO. LTD und ZHEJIANG JINKO SOLAR TRADING CO. LTD zusammen mit den mit ihnen verbundenen Unternehmen in der VR China und der Union, für die der gemeinsame TARIC-Zusatzcode B845 gilt (Jinko Solar),
  • Risen Energy Co., Ltd, zusammen mit dem mit ihm verbundenen Unternehmen in der Union, für die der gemeinsame TARIC-Zusatzcode B868 gilt (Risen Energy),
  • JingAo Solar Co. Ltd, Shanghai JA Solar Technology Co. Ltd, JA Solar Technology Yangzhou Co. Ltd, Hefei JA Solar Technology Co. Ltd und Shanghai JA Solar PV Technology Co. Ltd, zusammen mit dem mit ihnen verbundenen Unternehmen in der Union, für die der gemeinsame TARIC-Zusatzcode B794 gilt (JA Solar) und
  • Sumec Hardware & Tools Co. Ltd und Phono Solar Technology Co. Ltd, zusammen mit den mit ihnen verbundenen Unternehmen in der Union, für die der gemeinsame TARIC-Zusatzcode B866 gilt (Sumec).
Der Widerruf erfolgt, nachdem Wuxi Suntech, Jinko Solar, Risen Energy, JA Solar und Sumec der Kommission mitgeteilt haben, dass sie ihre Verpflichtungen zurücknehmen.
Folge des Widerrufs ist, dass für betroffene Waren dieser ausführenden Hersteller automatisch ab dem Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung (17.11.2016) bei der Einfuhr in die EU der mit Artikel 1 der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1238/2013 (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 1) eingeführte endgültige Antidumpingzoll und der mit Artikel 1 der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1239/2013 (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 66) eingeführte endgültige Ausgleichszoll anzuwenden ist.
Zu Informationszwecken sind in der Tabelle im Anhang dieser Verordnung die ausführenden Hersteller aufgeführt, für die die mit dem Durchführungsbeschluss 2013/707/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) erfolgte Annahme der Verpflichtung unberührt bleibt.
Quelle:
Durchführungsverordnung (EU) 2016/1998 der Kommission vom 15. November 2016 zum Widerruf der mit dem Durchführungsbeschluss 2013/707/EU bestätigten Annahme eines Verpflichtungsangebots im Zusammenhang mit dem Antidumping- und dem Antisubventionsverfahren betreffend die Einfuhren von Fotovoltaik-Modulen aus kristallinem Silicium und Schlüsselkomponenten davon (Zellen) mit Ursprung in oder versandt aus der Volksrepublik China für die Geltungsdauer der endgültigen Maßnahmen im Hinblick auf fünf ausführende Hersteller; ABl. L 308 vom 16.11.2016, S. 8.

India unveils the world's largest solar power plant

India unveils the world's largest solar power plant

The country is on schedule to be the world’s third biggest solar market next year.

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Images have been released showing the sheer size of a new solar power plant in southern India.
The facility in Kamuthi, Tamil Nadu, has a capacity of 648 MW and covers an area of 10 sq km.
This makes it the largest solar power plant at a single location, taking the title from the Topaz Solar Farm in California, which has a capacity of 550 MW.
The solar plant, built in an impressive eight months and funded by the Adani Group, is cleaned every day by a robotic system, charged by its own solar panels.
Inside Story - Solar power - bright future?
At full capacity, it is estimated to produce enough electricity to power about 150,000 homes.
The project is comprised of 2.5 million individual solar modules, and cost $679m to build.
The new plant has helped nudge India's total installed solar capacity across the 10 GW mark, according to a statement by research firm Bridge to India, joining only a handful of countries that can make this claim.
As solar power increases, India is expected to become the world's third-biggest solar market from next year onwards, after China and the US.
Despite the fast-growing solar power industry, India will still need to increase its take-up of solar panels if it is to achieve the ambitious targets set by the government.
By 2022, India aims to power 60 million homes by the sun. It is part of the government's goal to produce 40 percent of its power from non-fossil fuels by 2030.
This aim has been praised by environmental groups and is hoped will also help reduce the country's problem with air quality. At the beginning of this month, the pollution level in the capital New Delhi reached its worst levels in 17 years.
Solar panels bring cheap energy to India
Source: Al Jazeera News and Agencies

Combining Wind and Hydro — How to Ensure the Renewable Bubble Doesn’t Burst

Combining Wind and Hydro — How to Ensure the Renewable Bubble Doesn’t Burst

Last year, a record-breaking 147 GW of power globally came from renewable sources. If we’re to continue this trend — especially in the light of the COP21 agreement, and recently concluded COP22 — we need to ensure renewable energy is as reliable and accessible as possible.
From a policy perspective, we can attribute some of the steps forward to the continuous cost-reduction of renewable energy, which is moving us ever closer to a subsidy-free environment. However, one thing we can’t control with any amount of policy making is the weather: it is totally beyond our control.
Of course, intelligent location planning can mitigate these issues but, ultimately, if the wind doesn’t blow, the rain doesn’t fall and the sun doesn’t shine, we are powerless. Quite literally.
Relying on a sole source of renewable energy limits our options. Instead we should look to use innovative technology to combine multiple sources to tackle the challenge of unpredictable energy output.
Introducing Hydro & Water
On their own, wind and rain can be unpredictable. Factors such as the strength of the wind and the amount of rainfall directly impact how much power is produced. However, if infrastructure for both hydro and wind are placed on the same site, you can consolidate the two into one grid connection and manage the power generated from each.
Logistically, this makes perfect sense. If both renewable sources are placed into the same grid connection, it becomes much easier to supplement one with the other. So, for example, if there’s a day when the wind isn’t blowing, you can use water from pumped storage to generate electricity and vice versa. That said, combining hydro with wind is not without its challenges.
Geographic Challenge
The main challenge with combining wind and hydro on one site is a geographical one. You need to find the right location which can house the infrastructure needed for both a wind farm and — depending on the type of hydro site needed — either a large water source, or space for reservoirs.
There are two types of hydro sites. The first is the traditional hydro power plant, which would mean the site would need to have an existing water source large enough to be used for power generation. It would also require enough land with the right climate to house a wind farm. The chances of finding a location suitable for both are slim, but possible.
The other type is a pumped storage solution, which doesn’t rely on a natural source of water but instead requires two reservoirs which hold rainwater. While this type may be more dependent on rainfall, it does make the search for land much less difficult.
To minimize the construction time, you could look at existing hydro plants and evaluate their suitability for a wind farm expansion. You could also do this in reverse and see if any wind farms have a suitable water source nearby. Alternatively, you could look for sites which have nearby decommissioned mines, which could be converted into the low reservoir. That would mean that only the wind farm and elevated reservoir would need to be built, saving significant costs.
New Kind of Management
Another challenge is pricing and how the market will respond. Such a hybrid renewable model is still very much in the early phases of development, so pricing needs to be looked at carefully, as does market behavior.
This new model of renewable energy will raise several questions about regulation, policy, and ownership. Will it fall under the grid’s jurisdiction, or will it be under government control, or privately owned? And how will it be priced? These are all questions which need to be answered before it can be rolled out more widely, and can become potential obstacles causing project delays and slowing a nation’s energy agenda.
However, this new kind of energy production also put a spotlight on the multi-asset management. At present, electricity is sold to the grid at different rates depending on several factors, such as time of day and demand. As it enables the same operator who oversees different plants to maximize energy output across sites and profits depending on prices and weather conditions, it can provide further incentives to make this model a reality.
Going Digital
Once the various location and market challenges have been addressed, the next stage will be tying wind and hydro together for the most efficient, green and reliable power production possible. One of the key enablers will be digital solutions.
Transforming the infrastructure using connected devices will provide a number of benefits. It will allow for real-time control and monitoring, enabling engineers and operators to remotely diagnose and fix faults faster. Advanced weather forecasting can also help predict power output for the coming weeks. This will help operators make informed decisions that can optimize output, switching between wind and hydro. For example, if it looks like the wind isn’t going to be blowing strongly enough, they can choose to pump and store water in preparation. Predictive analytics also enable them to spot potential equipment failures before they occur.
The future also holds exciting prospects in terms of big data. Bringing your infrastructure online means that you can build big data models, which in the future could automate the plants and farms, reducing costs even further.
Looking to the Future
We see the future of renewable energy being based on combinations of multiple renewable sources. It is one of the most effective ways to mitigate the problem of unpredictable renewable generation.
Other than wind and hydro, other combinations are possible, depending entirely on the region and its needs. For example, for places that suffer from heavy droughts or have inconsistent bouts of rainfall, another solution is to combine solar with hydro. This option would involve using solar as the baseload during the day, storing water in the reservoir, then switching to hydro power during the night when the sun isn’t shining.
There is no one-size-fits-all solution as every location is different. Ultimately, what is important is securing a bright, sustainable and reliable future of renewable energy.
Another element to this is the multi-site model, where one large plant can provide the baseload for a wide area, while smaller renewable sites top that up. This would allow developers and operators to manage several different sites at once, ensure a holistic oversight while also maximizing profits and efficiency.
Site and asset management could also be made easier. In fact, engineers could explore the concept of storing water in the tubes of wind turbines. This has multiple benefits: it is much easier to find a site suitable for wind farms only, and it also saves space on the site, elevates the turbines so that they can capture more wind, all while making the solution repeatable.
Taking a Leap of Faith
The consolidation of two (or more) renewable sources into one site isn’t a traditional model, and is a bit of a leap of faith. However, if done right, it has the potential to change the way the industry looks at renewable energy.
With so many moving parts in this new machine, it is important to ensure you have a partner, such as GE, who has industrial expertise across energy spectrum, and who can handle all the issues that may be encountered, from financing to engineering and operation and maintenance.
Although there may be many questions which are yet to be answered, it’s certainly an exciting time in the industry as we move towards the next golden age of energy.

Mercom erwartet 76 Gigawatt weltweiten Photovoltaik-Zubau 2016

Mercom erwartet 76 Gigawatt weltweiten Photovoltaik-Zubau 2016

Mercoms Prognose für die Entwicklung des Zubaus 2016 und 2017
                                         Grafik: Mercom Capital

29. November 2016 | Märkte und Trends, Topnews, Hintergrund
Die Analysten rechnen mit 31 Gigawatt neu installierter Photovoltaik-Leistung in China in diesem Jahr. Die dortige Politik hat maßgeblichen Einfluss auf die Entwicklung der Photovoltaik-Märkte weltweit. Für das kommende Jahr rechnet Mercom Capital damit, dass die sinkenden Modulpreise die Nachfrage weltweit bleiben werden - in Europa wird es mit Deutschland und Frankreich dann allerdings nur noch zwei Gigawatt-Märkte geben.

Die Mercom Capital Group geht in diesem Jahr von einer globalen neu installierten Photovoltaik-Leistung von 76 Gigawatt aus. Im kommenden Jahr werde der weltweite Photovoltaik-Zubau dann voraussichtlich etwa 70 Gigawatt erreichen, so eine am Dienstag veröffentlichte Einschätzung der Analysten. „Die globale Photovoltaik-Nachfrage wird aufgrund der beispiellosen Aktivitäten in China die meisten – früher in diesem Jahr veröffentlichten – Prognosen übertreffen“, sagt Raj Prabhu, CEO und Mitgründer von Mercom Capital.

„Rekordinstallationen in China gefolgt von einem Rückgang, aus dem Überkapazitäten resultieren, werden zu einem Crash des Modulpreises führen. Niedrige Modulpreise werden 2017 helfen, dass sich die Nachfrage wieder erholen wird“, so Prabhu weiter. Daher werde der Einbruch beim weltweiten Zubau auch nicht so stark werden, wie zuvor befürchtet. Hinzu komme, dass auch in China erneut eine steigende Photovoltaik-Nachfrage erwartet werde – als Vorgriff auf die nächste Runde der Kürzungen der Solarförderung in dem Land. Mit einer Erholung der Nachfrage könnten sich auch die Modulpreise wieder etwas stabilisieren. Auch in anderen Ländern könnten angesichts der verbesserten Wirtschaftlichkeit wieder mehr Photovoltaik-Anlagen zugebaut werden.

Nach Einschätzung von Mercom Capital hat der starke Zubau von 22 Gigawatt im ersten Halbjahr in China, gefolgt von den Einschnitten bei den Photovoltaik-Einspeisevergütungen und einer deutlich geringeren Nachfrage für die Senkungen bei den Modulpreisen und weltweite Überkapazitäten gesorgt. Die Modulpreise seien seit Anfang des Jahres um rund 30 Prozent gesunken, allein 21 Prozent seit Juni, so die Analysten. Mercom Capital verweist ebenfalls darauf, dass die nationale Energiebehörde NEA in China kürzlich das Photovoltaik-Zubauziel bis 2020 von 150 auf 110 Gigawatt um 27 Prozent gesenkt habe. Für das laufende Jahr wird eine Gesamtnachfrage von 31 Gigawatt in dem Land erwartet. Im nächsten Jahr geht Mercom Capital derzeit von einer neu installierten Photovoltaik-Leistung von 17,5 Gigawatt in China aus.

US-Markt bleibt stabil

Für die USA erwarten die Analysten in diesem Jahr eine neu installierte Photovoltaik-Leistung von 13 Gigawatt; ebenso im kommenden Jahr. Die Prognose bleibe weitgehend unverändert zu früheren Annahmen. Diese hatte Mercom Capital nach der Verlängerung der Steuervergünstigungen ITC im Dezember 2015 getroffen. Danach rechneten die Analysten mit einem langsameren Zubau für die USA, da eine Vielzahl von Solarparks aufgrund der ausgeweiteten Frist über das Jahr 2017 hinaus verschoben wurden. Mit 13 Gigawatt Zubau in diesem Jahr liege der US-Markt knapp 80 Prozent über Vorjahresniveau.

Die Pipeline an Photovoltaik-Großprojekten in den USA schätzt Mercom Capital auf 30 Gigawatt. Der Zubau in dem Land könnte sich wegen der sinkenden Modulpreise und geringeren PPA-Zahlungen jedoch etwas beschleunigen, da die Renditen für die Projekte sich damit verbesserten. Damit könnte es im kommenden Jahr vielleicht auch ein höheres Wachstum geben. Es stelle sich zudem die Frage, wie sich die unerwartete Wahl von Donald Trump zum neuen US-Präsidenten auswirke. Die Klimaschutzpolitik des derzeitigen US-Präsidenten Barack Obama stehe auf der Kippe. Mercom Capital geht aber davon aus, dass die Steuervergünstigungen bestehen blieben, da immerhin mehr als 200.000 Menschen in den USA im Photovoltaik-Sektor beschäftigt seien.

Auf den Plätzen drei und vier liegen – gemessen am Photovoltaik-Zubau in diesem Jahr – Japan mit 10,5 Gigawatt und Indien mit vier Gigawatt. Indien werde im nächsten Jahr voraussichtlich der weltweit drittgrößte Photovoltaik-Markt werden, wie Mercom Capital angesichts der bestehenden Projektpipeline schätzt. Dann werde dort ein Zubau von etwa acht Gigawatt erwartet. In Japan stünde hingegen im April 2017 die Revision der Solarförderung um. Die Regierung will diese weitgehend auf Ausschreibungen umstellen, um die Kosten zu reduzieren.

Europas Photovoltaik-Markt rückläufig
Der europäische Photovoltaik-Markt sei hingegen wieder rückläufig. Allein in Großbritannien, Deutschland und Frankreich erwarten die Analysten für dieses Jahr eine Nachfrage von mehr als einem Gigawatt. Im kommenden Jahr werde diese Marke voraussichtlich nur noch von Deutschland und Frankreich erreicht werden. Auch in Australien erwartet Mercom Capital für dieses und das nächste Jahr einen Photovoltaik-Zubau von rund einem Gigawatt. Als weitere Photovoltaik-Wachstumsmärkte sehen die Analysten Lateinamerika – dort vor allem Mexiko, Chile und Brasilien – den Mittleren Osten und Nordafrika. In Südafrika und Saudi-Arabien sei ebenfalls von einem signifikanten weiteren Marktwachstum auszugehen. (Sandra Enkhardt)

Wirsol realisiert zwei Photovoltaik-Dachanlagen für Karlsruhe Verkehrsbetriebe

Wirsol realisiert zwei Photovoltaik-Dachanlagen für Karlsruhe Verkehrsbetriebe

29. November 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der Projektierer schließt zwei Photovoltaik-Anlagen mit insgesamt knapp 250 Kilowatt Leistung ans Netz an. Die Karlsruher Verkehrsbetrieb wollen den erzeugten Solarstrom komplett selbst verbrauchen.

Wirsol hat zwei Photovoltaik-Aufdachanlagen nach einem Monat Planungs- und Bauzeit realisiert. Der Projektierer habe den Auftrag durch eine gewonnene Ausschreibung der Karlsruher Verkehrsbetriebe erhalten, teilte das Unternehmen am heutigen Dienstag mit. Die Photovoltaik-Anlagen auf den Dächern des Neubaus „Betriebshof Gerwigstraße Hallenschiff“ und auf der Zentrale der Verkehrsbetriebe Karlsruhe GmbH seien nun ans Netz angeschlossen worden. Die Anlagen mit einer Gesamtleistung von 249,365 Kilowatt seien auf einer Fläche von rund 2.200 Quadratmeter errichtet worden. Die Anlage auf dem Neubau habe eine Leistung von 204,845 Kilowatt. Auf der Zentrale sei eine Anlage mit 44,52 Kilowatt Leistung installiert worden, hieß es weiter.
Während der gesamten Kabelverlegungsarbeiten im Betriebshof musste die Oberleitungsanlage im Hallenschiff 1 komplett abgeschaltet werden. Dies hat nach Angaben von Wirsol enorme und zeitgenaue Abstimmungsarbeit benötigt. „Die größte Herausforderung bestand für uns jedoch darin, dass wir extrem lange Kabelwege vom neuen Hallenschiff bis zum Einspeisepunkt zurücklegen mussten – und zwar ohne den Verkehrsbetrieb zu stören“, erläutert Wirsol-Vertriebsleiter Johannes Groß. Die Kabelverlegung über 350 Meter sei außerdem ohne Störung des Verkehrsbetriebs gelungen.
Daneben musste Wirsol bei der Planung der Anlage noch zwei bestehende Photovoltaik-Anlagen in den Netz- und Anlagenschutz mit einbinden, wie es weiter hieß. Auch seien für die drei Dachflächen jeweils unterschiedliche Unterkonstruktionen verbaut worden. „Wir sind mit der Zusammenarbeit mit Wirsol sehr zufrieden. Die Abstimmung und der Bau funktionierten reibungslos“, so Ines Simon, projektverantwortliche Bauleiterin der Verkehrsbetriebe Karlsruhe GmbH. Sie würden den Solarstrom nun zu 100 Prozent selbst nutzen. (Ylva Gouras)

Joint Venture von BMW, Daimler, Ford und VW für Hochleistungsladenetz in Europa

Joint Venture von BMW, Daimler, Ford und VW für Hochleistungsladenetz in Europa

29. November 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Die Autokonzerne planen, "in kurzer Zeit eine beachtliche Zahl an Ladestationen" zu errichten. Sie wollen somit den Massenmarkt für Elektrofahrzeuge endlich auf Touren bringen. Das Ladenetz soll auf dem CCS-Standard basieren und technisch weiterentwickelt werden.

Die BMW Group, Daimler AG, Ford Motor Company und der Volkswagen Konzern mit Audi und Porsche planen ein Joint Venture zur Errichtung des leistungsstärksten Ladenetzes für Elektrofahrzeuge in Europa. Die Autobauer haben dazu nach eigenen Angaben am heutigen Dienstag ein „Memorandum of Understanding“ unterzeichnet. Ziel der Kooperation sei es, „in kurzer Zeit eine beachtliche Zahl an Ladestationen“ zu installieren. Damit solle die Langstreckentauglichkeit der Elektromobilität deutlich erhöht werden, um diese im Massenmarkt zu etablieren.

Die Autokonzerne wollten mit ihrer geplanten Infrastruktur, eine Ladeleistung von bis zu 350 Kilowatt unterstützen. Damit solle ein wesentlich schnelleres Laden als derzeitige Schnellladenetze ermöglicht werden, hieß es weiter. Der Aufbau werde kommendes Jahr beginnen. In der ersten Stufe sollten europaweit an rund 400 Standorten die Ladestationen installiert werden. Bis 2020 sollten die Autofahrer Zugang zu tausenden von Hochleistungsladepunkten erhalten. Diese sollten an Autobahnen und hoch frequentierten Durchgangsstraßen öffentlich zugänglich sein. Die Autobauer wollen damit die Elektromobilität auf der Langstrecke ermöglichen. Das Laden solle dabei so weiterentwickelt werden, dass es ähnlich bequem wie das jetzige Benzin-Tanken funktioniere. Zu den Kosten machten die Autobauer zunächst keine Angaben.

Das Ladenetz soll auf dem Combined Charging System (CCS) Standard basieren, wie die Konzerne weiter mitteilten. Die bestehenden technischen Standards des AC- und DC-Ladens würden dabei auf die nächste Leistungsstufe gehoben, so dass die geplante Infrastruktur DC-Schnellladen mit einer Kapazität von bis zu 350 Kilowatt ermögliche. Damit sei Stromtanken zu einem Bruchteil der momentan notwendigen Zeit möglich. Alle Elektrofahrzeuge, die mit dem CCS Standard ausgerüstet seien, könnten markenunabhängig das Ladenetz nutzen. (Sandra Enkhardt)

BDEW: Strompreis 2016 stabil - Abgaben steigen 2017 auf Rekordhoch

BDEW: Strompreis 2016 stabil - Abgaben steigen 2017 auf Rekordhoch

Zusammensetzung und Entwicklung des Strompreises nach BDEW-Analyse

 

                                        Grafik: BDEW-Strompreisanalyse/Nov. 2016
29. November 2016 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Der Verband hat seine aktuelle Strompreisanalyse vorgelegt: Dabei zeigt sich, dass in diesem Jahr der Strompreis für die privaten Haushalte mit 28,80 Cent pro Kilowattstunde zwar leicht über dem Vorjahresniveau lag, aber unter dem Rekordniveau von 2014. Der BDEW nutzte die Veröffentlichung gleich wieder für seine EEG-Kritik.

Der Strompreis für die privaten Haushalte ist mit 28,80 Cent pro Kilowattstunde im Vergleich zum Vorjahr weitgehend stabil geblieben. Dies geht aus der am Dienstag veröffentlichten Strompreisanalyse des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft hervor. Er liegt damit unter dem Niveau von 2013 und 2014, was vor allem auf die im Vergleich niedrigen Beschaffungs- und Vertriebskosten zurückzuführen sei. Die Steuern, Abgaben und Umlagen seien dagegen weiter gestiegen und würden sich auch im kommenden Jahr erhöhen. Sie machten mittlerweile mit 54 Prozent mehr als die Hälfte des Strompreises aus.

"Die staatlichen Belastungen beim Strompreis werden 2017 ein Rekordhoch erreichen: Die Haushalte werden mit ihrer Stromrechnung über 35 Milliarden Euro für Steuern, Abgaben und Umlagen zahlen. Das ist fast dreimal so viel wie der Bund 2017 für Investitionen in Straßen, Schienenwege und Wasserstraßen einplant", sagte Stefan Kapferer, Vorsitzender der Hauptgeschäftsführung des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).

Der Verband nutzt die Strompreisanalyse auch für einen neuen Angriff auf das EEG. „Der größte Anteil unter den staatlichen Abgaben ist die Umlage zur Förderung der Erneuerbaren Energien (EEG-Umlage). Allein hierfür müssen die Stromkunden 24 Milliarden Euro in 2017 aufbringen“, so die BDEW-Analyse. Die EEG-Umlage steigt von derzeit 6,354 auf 6,88 Cent pro Kilowattstunde im kommenden Jahr. Der gesamte Kostenblock für Abgaben, Umlagen und Steuern werde sich von 15,53 auf voraussichtlich 16,2 Cent pro Kilowattstunde erhöhen. Ähnlich hoch wie die EEG-Umlage sind allerdings auch die Netzentgelte mit durchschnittlich gut sieben Cent pro Kilowattstunde als dritter Bestandteil des Strompreises. Aufgrund des Netzausbaubedarfs sei 2017 mit einer weiteren Steigerung zu rechnen. Sie würden dann etwa einen Anteil von 24 Prozent am gesamten Haushaltsstrompreis ausmachen. Der von den Energieversorgern selbst beeinflussbare Anteil am Strompreis - Strombeschaffung und Vertrieb – betrage aktuell weniger als 22 Prozent und werde voraussichtlich im kommenden Jahr weiter sinken.

"Angesichts dieser Zahlen müssen wir darüber diskutieren, wie die Finanzierung der Energiewende künftig sinnvoll gestaltet werden kann. Wenn erneuerbare Energien zur tragenden Säule im Strommix werden sollen, muss die Energiewende sehr viel effizienter umgesetzt werden", forderte Kapferer. (Sandra Enkhardt)

Sunfactory baut Photovoltaik-Freiflächenanlage nahe AKW

Sunfactory baut Photovoltaik-Freiflächenanlage nahe AKW

29. November 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Das bayerische Photovoltaik-Unternehmen stellte nun den Bau des zweiten Solarparks in der bayrischen Gemeinde fertig. Die Anlage soll Januar 2017 ans Netz gehen.

Sunfactory hat einen weiteren Solarpark in der bayrischen Gemeinde Offingen errichtet. Die Photovoltaik-Anlage sei auf einer Fläche von knapp fünf Hektar nahe des AKW Grundremmingen installiert worden, teilte Sunfactory am heutigen Dienstag mit. Die Anlage mit 3,9 Megawatt Leistung sei ein weiteres Statement für die Energiewende. Die verwendeten Module stammten vom chinesischen Photovoltaik-Hersteller Risen und die Wechselrichter von Huawei, sagte eine Sprecherin von Sunfactory auf Anfrage von pv magazine. Die Unterkonstruktionen werden von dem Vertriebspartner CWF verbaut. Die Anlage soll voraussichtlich Januar 2017 ans Netz gehen, wie es weiter hieß.
Über die Investitionssumme der Anlage durfte die Sunfactory-Sprecherin keine Auskunft geben. Das Projekt sei jedoch durch den Ausschreibungsprozess in Deutschland gegangen und habe dort einen Zuschlag erhalten. Es sei die zweite Photovoltaik-Anlage, die Sunfactory in Offingen nahe des AKW gebaut hat. Bereits 2015 installierte das Regensburger Unternehmen dort einen Solarpark mit einer Leistung von insgesamt 4,7 Megawatt.
Erst in der vergangenen Woche hatte GCL System Integration Technology Co. angekündigt, nahe des Unglücksreaktors von Tschernobyl eine Solarpark mit einem Gigawatt Leistung errichten zu wollen. Die Installation des Photovoltaik-Kraftwerks solle im kommenden Jahr beginnen. (Ylva Gouras)

Varta verschiebt Börsengang

Varta verschiebt Börsengang

29. November 2016 | Märkte und Trends, Topnews
Der Anbieter von Photovoltaik-Speichersystemen will wegen des derzeit ungünstigen Marktumfelds nun doch noch nicht an die Börse. Ursprünglich wollte Varta damit 200 Millionen Euro an Wachstumskapital erlösen.

Die Varta AG hat ihren für den 2. Dezember geplanten Börsengang am Dienstag kurzfristig abgesagt. Mit der gegenwärtigen alleinigen Aktionärin, der Montana Tech Components AG, sowie einem Bankenkonsortium habe das Unternehmen die Verschiebung wegen des gegenwärtigen ungünstigen Marktumfeldes beschlossen. Die Erstnotiz der Aktien war ursprünglich für Freitag im Regulierten Markt geplant. Varta und Montana Tech Components wollten nun die unterschiedlichen Optionen zur Wachstumsfinanzierung weiterhin prüfen. Zudem werde das Marktumfeld für einen möglichen künftigen Börsengang weiter beobachtet.

Varta wollte gemeinsam mit seinen Tochtergesellschaften Varta Microbattery GmbH und Varta Storage GmbH über den Börsengang rund 200 Millionen Euro erlösen. Das Geld sollte für das weitere Wachstum genutzt werden, unter anderem in eine neue, groß angelegte und automatisierte Batteriefabrik für „Power Pack-Produkte“ und ausgewählte Akquisitionen mit Bereich Energiespeicherlösungen. (Sandra Enkhardt)

Spiegel: CDU erwägt rasche EEG-Abschaffung

Spiegel: CDU erwägt rasche EEG-Abschaffung

29. November 2016 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Die Parteien präparieren sich für den Bundestagswahlkampf im kommenden Jahr. Nach einem Medienbericht gibt es Vorschläge in der Union, die Förderung von Photovoltaik, Windkraft und Biomasse möglichst schnell komplett zu beenden.

Kurz nachdem Bundeskanzlerin Angela Merkel entschieden hat, für die Union erneut als Kandidatin im Bundestagswahlkampf 2017 anzutreten, erarbeitet die Union nun ein Programm. Nach einem Bericht des Nachrichtenmagazins „Spiegel“ soll es dabei Überlegungen für eine rasche Abschaffung des EEG geben. Photovoltaik, Windkraft und Biomasse müssten finanziell „künftig auf eigenen Beinen stehen“, zitiert das Blatt aus einem Entwurf für ein Diskussionspapier des Bundesfachausschusses Finanzen, Wirtschaft und Energie. In den ersten Vorschlägen für das Wahlprogramm der CDU heiße es weiter, dass man "ein Konzept erarbeiten [werde], wie wir bis zum Ende der kommenden Wahlperiode aus der EEG-Förderung aussteigen" könne.

Nicht schwer zu erraten ist, aus welcher Ecke der Union die Forderungen kommen. Joachim Pfeiffer vom Wirtschaftsflügel der Union und seit Jahren ein scharfer Kritiker des EEG bestätigte dem „Spiegel“ die Überlegungen. Er ist zugleich Vorsitzender des Bundesfachausschusses Finanzen, Wirtschaft und Energie. "Förderung muss endlich sein", sagte Pfeiffer dem Nachrichtenmagazin. Die Energiewende werde durch die "ausufernde Förderung erneuerbarer Energien gefährdet, nicht durch ihre Rückführung", so der Politiker weiter.

Bei der CDU versucht man jedoch zu relativieren. Nach dem Bericht sei noch längst nicht entschieden, ob die Union wirklich mit dem Ziel, das EEG rasch abzuschaffen, in den Wahlkampf gehe. Zudem gebe es in dem Papier auch Überlegungen, die erneuerbaren Energien langfristig über den Emissionshandel zu finanzieren. Dieser funktioniert bislang aber noch so gut wie gar nicht. "Die Kosten für erneuerbare Energien sinken schnell, andererseits werden die CO2-Zertifikatepreise aufgrund unserer hohen Reduktionsziele in den nächsten Jahren schnell steigen", erklärte CDU-Wirtschaftspolitiker Thomas Bareiß ein, der Vorsitzender der Untergruppe Energie in dem Fachausschuss ist, dem „Spiegel“. Wenn dies so komme, würden die erneuerbaren Energien „automatisch konkurrenzfähig“.
An dieser Stelle setzt auch die Kritik des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE) an. Seit Jahren hätten konservative Politiker verhindert, dass der Emissionshandel funktioniere. "Solange fossile Energieträger massiv über eine mangelnde CO2-Bepreisung subventioniert werden, kann von einem fairen Wettbewerb nicht die Rede sein", sagte Harald Uphoff, kommissarischer Geschäftsführer des BEE. Zudem würden Kohle und Atom selbst seit Jahrzehnten mit viel Geld subventioniert, was auch alle Politiker wissen dürften. "Es wäre schön, wenn sich die Union dafür einsetzen würde, die Pariser Beschlüsse eins zu eins in Deutschland umzusetzen. Kohlekraftwerke würden dann schnell zeigen, wie unrentabel sie sind und sehr schnell vom Netz genommen werden“, so Uphoff weiter. (Sandra Enkhardt)

Argentina: 516 MW solares adjudicados a US$ 54,94 el MWh

Argentina: 516 MW solares adjudicados a US$ 54,94 el MWh

28/11/16 | Argentina, Noticias principales, Desarrollo de mercado

Gráfico: Ministerio de Energía de Argentina
En la licitación de energías renovables Ronda 1.5 se adjudicó más del doble del cupo previsto en la categoría fotovoltaica. Jinko Solar e Isolux Corsán se encuentran entre los ganadores.
Proyectos fotovoltaicos con una potencia de 516 megavatios resultaron ganadores en la licitación de energías renovables Ronda 1.5, según anunció el ministro de Energía Juan José Aranguren el viernes. El precio medio para la fotovoltaica en el certamen se situó en 54,94 dólares estadounidenses el megavatio hora.
Las 20 plantas solares adjudicadas tienen una potencia de entre 1 megavatios y 80 megavatios.
Para la fuente solar se había establecido un cupo de 200 megavatios en esta licitación repartidos en un bloque de 100 megavatios en la Región Noroeste y otro bloque de 100 megavatios en la categoría de Resto del País. De los proyectos fotovoltaicos adjudicados, cinco plantas con una potencia de 164 megavatios están ubicadas en la Región Noroeste.
En concreto, en la provincia de Catamarca se localizan las iniciativas ganadoras Saujil de 23 megavatios y Fiambalá de 11 megavatios de la empresa Energías Sustentables y también el proyecto Tinogasta de 15 megavatios de Alejandro Ivanissevich. En la provincia de Salta se localiza el proyecto Cafayate de 80 megavatios de la empresa Isolux Ingeniería y en La Rioja se ubica la iniciativa Nonogasta de Fides Group.
En la categoría de Resto del País, resultaron ganadoras 15 iniciativas con una potencia de 354 megavatios. En concreto, seis proyectos con 94 megavatios su ubican en la provincia de Mendoza, siete proyectos con 213 megavatios se localizan en San Juan y dos proyectos con 47 megavatios están en San Luis.
Todos los proyectos ubicados en Mendoza corresponden a iniciativas de la Empresa Mendocina de Energías. Una de las iniciativas de esta empresa, el proyecto Anchoris de 21 megavatios, marcó el precio más bajo para la solar en el certamen, en concreto 48 dólares estadounidenses el megavatio hora.
Entre los ganadores en la categoría de Resto del País también se encuentran la empresa Jinko Solar con el proyecto Iglesia Guañizuli de 80 megavatios en San Juan y la empresa Fides Group con el proyecto Ullum N1 de 25 megavatios igualmente en San Juan.
Los 20 proyectos ganadores generarán previsiblemente 1.274 gigavatios hora anuales. Se prevé que los proyectos estén en operación en el año 2018.
La licitación Ronda 1.5 es una segunda etapa del certamen Ronda 1 que se resolvió en octubre pasado. Fue lanzada cuando se dieron a conocer los ganadores para las empresas que se registraron en el certamen pero no ganaron.
En la categoría de fotovoltaica, en Ronda 1 se adjudicaron 400 megavatios que consisten en un proyecto de 100 megavatios de Isolux y Fieldfare en Salta y tres proyectos con 300 megavatios de Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jujuy) ubicados en la provincia de Jujuy.
El precio medio para la energía solar en Ronda 1 se situó en 59,75 dólares estadounidenses el megavatio hora. Este precio se fijó como precio techo para la categoría de energía solar en Ronda 1.5.
9 % de energías renovables en 2018
Además de los 20 proyectos solares, en Ronda 1.5 también resultaron adjudicados diez proyectos eólicos con 765 megavatios, lo que supone casi el doble del cupo de 400 megavatios previsto para la fuente eólica en la licitación. El precio medio de los proyectos eólicos ganadores se situó en 53,34 dólares estadounidenses. Estos proyectos eólicos se suman a los 12 proyectos eólicos con 707 megavatios adjudicados en octubre.
El gobierno argentino fijó en mayo pasado un cupo de un gigavatio para la licitación Ronda 1, la primera subasta de energías renovables del programa RenovAr. En esta subasta se adjudicaron en octubre 29 proyectos de distintas tecnologías renovables con una potencia en conjunto de 1.142 megavatios.
A ello se suma que en Ronda 1.5 se adjudicaron la semana pasada 30 proyectos eólicos y solares con 1.282 megavatios. Con ello, este año se han adjudicado en conjunto en Argentina 2.424 megavatios renovables, lo que supone más del doble de lo previsto inicialmente. En concreto, para la energía solar se había fijado un cupo de 300 megavatios para Ronda 1, por lo tanto los 916 megavatios fotovoltaicos adjudicados en Ronda 1 y Ronda 1.5 suponen más del triple de lo previsto inicialmente.
El gobierno estima que los proyectos adjudicados este año contribuirán a alcanzar un nueve por ciento de energías renovables en 2018 en el mix de electricidad. Los proyectos renovables de Ronda 1 representarán el 2,7 por ciento y los proyectos de Ronda 1.5 supondrán el tres por ciento del mix eléctrico ese año.
Por otro lado, el ministro de Energía Juan José Aranguren confirmó el viernes la intención del gobierno de convocar la Ronda 2 del programa RenovAr el año próximo. Las autoridades de Energía evalúan en la actualidad la capacidad de transmisión del sistema eléctrico argentino para concretar los detalles de la próxima licitación renovable. En el primer trimestre, se prevé concluir un inventario del sistema eléctrico.
El gobierno argentino baraja que las licitaciones del programa RenovAr contribuirán a alcanzar una capacidad de diez gigavatios en proyectos de energías renovables en el año 2025. Para ese año, la legislación argentina establece un objetivo de 20 por ciento de renovables en el mix de electricidad. (Redacción)

Mercom Capital forecasts 76 GW of solar installations for 2016

Mercom Capital forecasts 76 GW of solar installations for 2016

29. November 2016 | By:  Sam Pothecary
Solar industry analyst Mercom Capital has reported encouraging annual solar installation forecasts of 76 GW across the globe for 2016, driven by record-breaking installation figures from China, while the anticipated slow-down in 2017 is now expected to be less dramatic than originally thought, with forecasts of 70 GW.
The 76 GW is a 48% year on year increase on the 51.2 GW that was installed in 2015.
It has been a very good year for solar PV, with an incredible 48% year on year increase of installations from 2015, according to data from Mercom capital. These unprecedented installation figures have been predominantly driven by the Chinese market, which saw 22 GW installed in the first half of the year alone, but also by impressive installation figures from the U.S. and Japan.
The big new coming out of Mercom’s report, is that, overall, it expects 76 GW of solar to be installed across the world in 2016. This is a 48% year on year increase on the 51.2 GW that was installed in 2015, which is one of the biggest yearly increases in recent memory, representing a giant step in the right direction.
Without a doubt, China drove the installation statistics, with 22 GW in the first half of the year alone. Mercom forecasts that this will reach 31 GW for the full year, which is a huge rise on the original yearly target set of 18.1 GW, which was partially a result of installers rushing to finish installations before the June 30 tariff deadline. 
“Global solar demand will oveshoot most forecasts made earlier this year due to an unprecedented level of activity in China,” commented Raj Prabhu, CEO and Co-Founder of Mercom Capital Group. “Record installations in China followed by a slowdown resulted in an oversupply situation, which led to a module price crash. Low module prices are helping demand recovery going into 2017.”
To back up the impressive statistics from China, the U.S. is expected to install 13 GW of solar over the course of the year. This is slightly less than originally hoped, due to the extension of the ITC, which has taken time pressure away from solar projects in the country. Japan was the country that will come in third with 10.5 GW expected, and India continues its rise up the chart with 4.2 GW expected to have been installed by the end of the year. This double of the 2.1 GW that was installed in 2015.
2017 to be better than originally feared
A massive oversupply of solar modules in 2016, mainly due to a slow-down in the second half of the year in China, has resulted in module prices falling dramatically. Mercom claims that prices have fallen approximately 30% over the year, and 21% since June. This has had various effects on global solar markets, some positive and some negative.
The falling prices are expected to stimulate growth in some markets, including the U.S., which is now forecasted to install another 13 GW in 2017. With China reducing its solar target for 2020 to 110 GW, down from 150 GW, there was fear that installations would dramatically reduce. However, Mercom predicts that 17.5 GW will still be installed in 2017, in anticipation of another round of solar tariff cuts.
Overall, Mercom is forecasting 70 GW to be installed globally in 2017, which would be an 8% contraction from 2016. This is disappointing, but is actually less of a reduction than had been originally feared. On top of this, GTM Research predicts that after 2017, the industry will enjoy consistent annual growth

Western Power launches 5MW microgrid project for Kalbarri

Western Power launches 5MW microgrid project for Kalbarri

29. November 2016 | By:  Jonathan Gifford
The West Australian town of Kalbarri is set to install a $10 million microgrid, which will integrate distributed solar, a 1.7MW wind farm, and 2MWh battery system, to increase the reliability of electricity supply to the holiday location.

Currently supplied in part by a 140km long line to regional center Geraldton, the project will improve the security of supply to the town.
The WA government, through state-owned grid operators Western Power and Horizon Power, is continuing to roll out micrograms, including storage, to build the resilience of supply to regional towns and remote communities – often located at the edge of grid. The latest of almost 20 such projects is the Kalbarri microgrid, which will be around 5 MW in capacity.
Currently, Kalbarri has a peak demand of 3.7 MW and is supplied by a combination of a local windfarm, rooftop and commercial solar systems, and a long “rural feeder line” connecting it to generation sources near to the city of Geraldton. Western Power is responsible for the supply to Kalbarri.
“This is a game-changer for regional communities who rely on power from a long feeder line, which is subject to environmental factors that can cause outages,” said WA Energy Minister Mike Nahan in announcing the project yesterday. “In the event of an outage on the main feeder line, the microgrid will ensure the Kalbarri community will still have power until the fault is corrected.”
Nahan said the project, which when completed could be Australia’s largest, will be used a test case for other regional and remote towns.
Expressions of interest to supply the system and components, such as the 2MWh battery array, will be sought in December with the project set to realized in December.
“It is expected contracts will be in place, and the project will be underway by 2017, with a commitment to have the microgrid up and running, as quickly as possible,” said Nahan.
RenewEconomy has previously reported that the “environmental factors” impacting supply via the long interconnection with Geraldton include wind-blown salt and dust. In March, a feasibility study into the microgrid was launched.
Kalbarri is a coastal town around 600km north of Perth. The town is a popular tourist location and is adjacent to the Kalbarri National Park and sits close to the Murchison River Mouth. It attracts around 200,000 tourists annually, and during holiday seasons the population swells to around 8,000.
In a blog post announcing the project, Western Power CEO Guy Chalkley said that the project would not only “supply reliability,” but it will have the ability to be expanded as the town grows. He noted that electricity demand during the tourist season almost doubles.
“There will soon be a certain irony now for holiday makers in Kalbarri in that while most come here to escape the frantic technology driven world, their power needs will be supplied by a 21st-century microgrid solution,” writes Chalkley.
The recent blackout in South Australia has increased attention on the security of electricity supply. Speaking at the COAG Energy Ministers’ meeting in Melbourne in the wake of the SA outage, Mike Nahan described the role battery storage can play in increasing energy security as “profound,” noting that the deployment of batteries in this way is often already “a lower cost alternative.”
“Horizon Power has some isolated, high-cost systems, which means that standalone power and distributed generation systems, we have 11 of them underway, are already profitable,” said Nahan.
“Also at Western Power on the fringe of grid, we have these lines that go out 150km with ten farms attached to them, and they have to be repaired. We are encouraging the farmers, and they are in almost all cases, to place stand alone power systems and we are getting a rapid rate of adoption.
“We have over 20 different battery systems being tested. It is experimental, but at Horizon it is also cost effective.”
This article was originally published on Renew Economy. It has been reproduced with permission.

Japanese domestic module shipments dip slightly to 1.7 GW in Q2 FY 2016

Japanese domestic module shipments dip slightly to 1.7 GW in Q2 FY 2016

29. November 2016 | By:  Christian Roselund
The latest report by JPEA shows 6% year-over-year fall in domestic shipments, but the utility-scale sector was a bright point.
The utility-scale segment was up slightly year-over-year, while the residential and C&I segments faltered.
The Japanese market continued its trend of slowing down this fall, according to the latest figures by the Japan Photovoltaic Energy Association (JPEA). JPEA’s recently released figures for the second quarter of fiscal year (FY) 2016, which runs from July through September, show domestic shipments of 1.66 GW, 94% of the level in Q2 FY 2015.
This followed a very slow Q1, for which JPEA reported only 1.18 GW of domestic shipments. And while in Q2 residential and commercial and industrial (C&I) solar levels fell 16% and 26% year-over-year, respectively, the utility-scale sector grew 10%.
JPEA statistics also show imports rising to 65% of domestic shipments during the quarter, the highest level since Q2 FY 2015.

India: Demonetization issues add to curtailment concerns in Tamil Nadu solar auction

India: Demonetization issues add to curtailment concerns in Tamil Nadu solar auction

29. November 2016 | By:  Ian Clover
Bids of just 117 MW have so far been received in the Tamil Nadu Distribution and Generation Company 500 MW auction as difficulties caused by Modi's demonetization program exacerbate existing curtailment issues, says Mercom Capital.
Tamil Nadu is one of India's strongest solar states, but its chief DISCOM TANGEDCO has been known to curtail solar power, and is also prone to late payments.
The current 500 MW solar auction offered by the Tamil Nadu Distribution and Generation Company (TANGEDCO) has received a mere 117 MW of bids as concerns mount over the distribution company’s (DISCOM) reputation for late payments.
The situation has also been exacerbated by India’s demonetization program, which is causing short-term cash flow problems for small developers operating in the state, according to Mercom Capital Group.
TANGEDCO established for its 500 MW auction a tariff benchmark of INR 5.10/kWh ($0.0763/kWh) offered without accelerated depreciation. Thus far, less than 25% of the DISCOM’s original procurement goal has been achieved, and a spokesperson has stressed that the expectation was for more interest in the request for selection (RfS) issuance.
According to Mercom Capital Group CEO Raj Prabhu, TANGEDCO has developed an unwanted reputation as a late-payer of tariffs, and is also prone to curtailing solar power in favor of cheaper alternatives on the grid.
Add to that mix cash issues caused by Prime Minister Modi’s crackdown on the black market (Indians were recently issued with a 50-day notice to replace old 500 Rupee and 1,000 Rupee notes for newly introduced 500 and 2,000 notes in an effort to clear out its shadow economy) affecting smaller developers and the situations are ripe for unusually subdued demand for solar in the state.
Tamil Nadu’s Electricity Regulatory Commission is tasked with a Renewable Purchase Obligation (RPO) target of 2.5% for fiscal year (FY)2016-17, rising to 5% for the following FY. This equates in real terms to 1.2 GW of new solar power this year, and 2.4 GW next year.
The latest Mercom Capital Group data puts Tamil Nadu’s cumulative solar capacity at 1.6 GW.

ReneSola posts $20m loss in Q3 as revenue falls short of guidance

ReneSola posts $20m loss in Q3 as revenue falls short of guidance

29. November 2016 | By:  Ian Clover
The Chinese solar company posts its first quarterly loss in more than a year as revenue and shipments slip in wake of China market slowdown and lower module ASPs.
ReneSola's Q3 revenue was almost 50% lower than a year ago as the impact of record low module prices and suppressed Chinese demand hit.
ReneSola, a Tier-1 Chinese solar company, has posted a net loss of $20.5 million in the third quarter (Q3) 2016 following four consecutive quarters of profit.
In a tale familiar to almost every large Chinese solar firm, Q3 delivered straitened revenues and reduced shipments for ReneSola as their domestic market tightened its PV belt, causing a global domino effect of module oversupply leading to record low average selling prices (ASPs).
Given this contraction, ReneSola was unable to reach guidance revenue of $200 million for the quarter, instead posting $187 million, which was a 25.2% sequential reduction and some 49.2% down year-on-year.
Gross margin slipped to 10.1% – albeit in line with guidance – which lowered gross profit to $18.9 million, a slump of 54.2% on Q2 and 68.2% on Q3 2015. Module shipments for Q3 were 191.2 MW, down from 282.4 MW in Q2 and 52.9% below Q3 2015’s shipments. Wafer shipments also slumped significantly.
However, there were a handful of positives to be extracted from ReneSola’s filing. The company raised $27.8 million from the sale of four large-scale solar farms in the U.K., and also successfully offloaded 2.5 MW of projects in Japan and 1.3 MW in China. A further six utility-scale U.K. solar farms are due to be sold, totaling 26 MW. Revenue from this transaction will be recognized in Q4.
ReneSola’s downstream project pipeline grew to more than 1 GW during Q3, of which 448 MW are "shovel-ready", according to the company. Of that figure, 187.3 MW of shovel-ready projects are located in China, 104.7 MW are in the U.S., and 116 MW are located in Turkey. ReneSola’s downstream strategy remains rooted in building in developed markets that offer the promise of stable returns.
"Q3 financial results fell short of expectations as weak demand led to reduced shipments and significant pricing pressure," said ReneSola CEO Xianshou Li. "While we tackled prevailing market challenges through expense control, we reported our first loss after four consecutive profitable quarters."
The CEO added that ReneSola was able to pay down short-term debt in Q3 as the firm takes seriously its commitment to improve its balance sheet. Further headwinds are expected in 2017, Li stressed, with ReneSola eager to remain "focused on project development with rapid monetization, expansion through technological improvements, and streamlined operations with prudent cost control".
For Q4, ReneSola expects an uptick in revenue, publishing guidance of between $220 million to $240 million, but with gross margin contracting further to the high-single digits as wafer prices continue to fall and polysilicon prices remain high.

Argentina: 516 MW of solar awarded at USD 54.95 per MWh

Argentina: 516 MW of solar awarded at USD 54.95 per MWh

29. November 2016 | By:  Blanca Diaz Lopez
During Round 1.5 of Argentina's renewable energy tender more than half of the quota was awarded to the PV category. Jinko Solar and Isolux Corsan were amongst the winners from the solar industry.
PV projects with a total capacity of 516 MW were awarded in the Round 1.5 of the renewable energy tender, according to an announcement from the Ministry of Energy Juan José Aranguren on Friday. The average price for the PV projects within the auction stood at USD 54.94 per MWh. 
Each of the 20 solar plants has a capacity between 1 MW and 80 MW.
A quota of 200 MW has been established for distributed solar within this auction, made up of one block of 100 MW for the Northeast Region and another block of 100 MW for the Rest of the Country category. Of the PV projects that were awarded, five plants, with a combined capacity of 164 MW, are located in the Northeast Region.
Specifically, in the province of Catamarca the winning bids include a 23 MW plant in Saujil and a 11 MW plant in Fiambala from Energias Sustentables, and also the 15 MW Tinogasta project by Alejandro Ivanissevich. In the Salta province there is the 80 MW Cafayate plant from Isolux Ingenieria and in La Rioja there is the Nonogasta project from Fides Group.
In the Rest of the World category, 15 PV projects, with a total capacity of 354 MW, were successful in the auction. Specifically, six projects with a combined capacity of 94 MW are located in Mendoza province, seven projects with a combined capacity of 213 MW are located in San Juan and two projects with a combined capacity of 47 MW are in San Luis.
All of the projects located in Mendoza are initiatives from the Empresa Mendocina de Energias. One of the initiatives of this company, the 21 MW Anchoris project, set the lowest price for energy generated by solar within the tender, specifically, at USD 48 per MWh. 
Also within those projects awarded as part of the Rest of the World category was a Jinko Solar project. This was the 80 MW Iglesia Guanizuli project in San Juan, while Fides Group was awarded the 25 MW Ullum N1 project that is also in San Juan.
The 20 winning projects are expected to generate 1,274 GWh annually, and they are expected to be operational by 2018.
Round 1.5 of the tender is the second stage of Round 1 of the auction, which was completed in October. It was launched for the companies that had registered for the auctions, but did not win within Round 1.
In the PV category, during Round 1 400 MW were awarded, which consisted of one 100 MW project by Isolux and Fieldfare in Salta, and three projects with a combined capacity of 300 MW from Jujuy Energy and Mineria Sociedad del Estado located in the province of Jujuy.
The average price for solar energy in Round 1 stood at USD 59.75 per MWh. This price was set as the ceiling price for the PV category in Round 1.5.
9% of renewable energy by 2018
As well as the 20 solar PV projects, 10 wind projects with a total capacity of 765 MW were also awarded in Round 1.5, which is almost double the quota of 400 MW that was set for wind technology within the tender. The average price of the wind projects that won stood at USD 53.34. These wind projects are added to the 12 wind projects, with a total capacity of 707 MW, that were awarded in October.
In May, the Argentine government set a quota of one GW for the Round 1 tender, which is the first renewable energy auction of the RenovAr program. In the auction in October, 29 projects of different renewable technologies were awarded with a combined capacity of 1,142 MW.
Additionally, a total of 30 solar and wind projects, with a combined capacity of 1,282 MW, were awarded during Round 1.5 last week. With that, this year there has been 2,424 MW of renewable energy awarded within Argentina. Specifically, solar energy had been given a quota of 300 MW for Round 1, so the 916 MW of PV that has been awarded in Round 1 and Round 1.5 is more than three times what was initially expected.
The government predicts that the projects that have been awarded this year will contribute to the goal of renewable energies reaching 9% of the country’s energy mix in 2018. The renewable projects from Round 1 will represent 2.7% and the projects from Round 1.5 will account for 3% of the energy mix in that year.
On the other hand, on Friday the Ministry of Energy Juan José Aranguren confirmed the government’s intention to reconvene the Round 2 of the RenovAr program next year. The energy authorities are currently evaluating the transmission capacity of the Argentine electricity system to specify the details of the next renewable tender. In the first quarter of the year, an inventory of the electrical system is expected to be completed.
The Argentine government is hoping the tenders of the RenovAr program will contribute a 10 GW capacity from renewable energy projects by 2025. This year, Argentine legislation established an objective of having renewable energies make up 20% of the country’s electricity mix.
This article was translated by Sam Pothecary. For the original in Spanish, please visit pv magazine Latin America.

China: ET Energy creates JV in pursuit of C&I rooftop solar growth

China: ET Energy creates JV in pursuit of C&I rooftop solar growth

29. November 2016 | By:  Vincent Shaw
ET Energy has set up a strategic cooperation relationship with SANY group, one of the largest private companies of China, to focus on rooftop solar PV projects.
ET Energy's JV with the SANY Group will commence with the installation of solar arrays atop two million square meters of SANY rooftop space.
Chinese renewable energy firm ET Energy has created a joint venture (JV) with SANY group as a platform for ambitious distributed PV projects in China. ET Energy will contribute its vast experience in project designing, PV project EPC (including module and parts purchasing), field construction, plant operation and maintenance to the JV, while SANY group will allocate its entire rooftop resource for distributed PV projects, beginning with a two million square meter rooftop were identified for the first stage. SANY group will also set up its own bank and insurance sub-company to raise funds for further ventures.
Liang Zaizhong, vice president of SANY group, stresses the importance of this cooperation with ET Energy. "The prime asset is a key factor for the success of SANY’s financial strategy, especially in today’s era with too much capital but fewer projects with good profit returns." Zaizhong said that SANY spent lot of time assessing the distributed PV industry and came to the conclusion that it is a sector on the rise.
With the continued contraction of China’s construction industry, SANY group has sought alternative revenue streams to its traditional construction machinery business. The group began expanding into other areas such as renewable energy and finance several years ago. PV is now firmly in their sights, as pv magazine reported this March – the company intends to invest some $7.7 billion in PV over the next five years. This JV with ET Energy will be an important part of this plan.
For ET Energy, cooperating with SANY is also beneficial, particularly in terms of expanding the company’s rooftop solar PV footprint.
"We believe that one of the most promising PV markets in China is distributed industrial rooftop PV projects," said by Wang Xinghua, board chairman of ET Energy.
"The reason is very simple. Utility-scale PV plants are limited by grid connection and thus carry high financial risk, while residential rooftop PV is unattractive to consumers because in China paid for electricity to the homeowner is much lower than that for industry and business utilzation. This is totally different from the markets of the U.S. and Europe. Therefore, business and industrial companies are greatly motivated to find and use cheaper electricity such as distributed PV."

Wang also revealed that around 150 MW of PV across 10 projects have been planned, covering SANY’s factory rooftops located in several Chinese cities, occupying a total rooftop area of around two million square meters.
Article edited by Ian Clover.

UK, France should put citizen solar ahead of nuclear, says former EDF chief

UK, France should put citizen solar ahead of nuclear, says former EDF chief

29. November 2016 | By:  Ian Clover
Gérard Magnin, the former director of EDF who stepped down from the board in July in protest at the Hinkley Point C approval, says French nuclear industry is in its worst situation ever, and calls on UK to promote citizen solar.
Both France and the UK have planted their flag in nuclear, but the hard math shows time and again that renewables are an increasingly attractive option.
The nuclear energy strategies of France and the U.K. are short-sighted, expensive and very risky, and citizen-owned solar and wind schemes should be the way forward, says former EDF director Gérard Magnin, who resigned in the summer in protest at the U.K. government’s approval of the Hinkley Point C plant.
Writing in the Guardian, the ex-EDF board member also labeled the current state of France’s nuclear industry as being in "the worst situation ever", and called upon British and French energy regulators to ditch its nuclear plans in favor of increasingly affordable solar and wind energy schemes that put individuals and communities at the heart of a decentralized system.
"The potential for citizen involvement in electricity production is considerable," Magnin wrote. "A recent study showed that by 2050 half of all Europeans could produce their own electricity either at home, as part of a cooperative, or in their small business. Counting generation from wind and solar power alone, these small actors could meet almost half of Europe’s total electricity needs.
"Even more people could support the energy transition, and share in the benefits, by storing power in batteries, electric vehicles and smart boilers. This enables the grid to draw power when it’s cheap and plentiful, and temporarily lightening the load if there’s a peak in demand."
Magnin left EDF in July when the company was given the greenlight to build the Hinkley nuclear plant in Britain, calling the technology earmarked for use in the plant’s design as "very risky". Known as the European Pressurized Reactor (EPR), the technology is said to be too sophisticated and expensive to ever be viable. "But a lot of people in EDF assume their commitments and try to save the face of France."
Since approving the nuclear plant, British officials have conceded that the energy produced at Hinkley will be more expensive than solar at GBP 85-125/Mwh by 2025. Official government calculations forecast that solar will cost as little as GBP 50/MWh by that date.
"The most surprising thing for me is the attitude of the U.K. government that accepts the higher cost of electricity in a time where the costs of renewables is decreasing dramatically," wrote Magnin. "In ten years, when Hinkley Point C is due to be completed, the cost of renewables will have fallen again a lot."
Much of the controversy around the proposed nuclear plant has been rooted in perceived costs and dangers, but for a former EDF head to so publicly attack the plans is particularly noteworthy. Magnin has since gone on to create a community renewable energy platform designed to support citizen-driven schemes in solar and wind, and is convinced that a decentralized system is the way forward for both France and the U.K.
"Renewable energies are becoming competitive with fossil fuels and new nuclear, such as Hinkley Point where EDF will try to build the most expensive reactors in the world and provide electricity at an unprecedented cost," said Magnin.
Recent nuclear closures in France have seen the U.K. exporting electricity across the English Channel this week for the first time in four years. Nuclear currently meets around 75% of France’s energy needs, but the French government has pledged to reduce that figure to 50% by 2025 while increasing the amount of solar to 20.2 GW by 2023.
This year, France will install just over 1 GW of new PV capacity, which is just below the U.K. However, in 2017 France looks set to remain a gigawatt market, while British installations are expected to tail off sharply.

Major car manufacturers collaborating on high-power EV charging network in Europe

Major car manufacturers collaborating on high-power EV charging network in Europe

29. November 2016 | By:  Sam Pothecary
Car manufacturers, BMW, Daimler, Ford and Volkswagen, are joining forces to deploy an ultra-fast, high-power charging network for battery electric vehicles (BEV) across Europe's major highways, to create the infrastructure necessary for mass-market BEV adoption.
Initially, the plan is targeting deployment of 400 charging sites across Europe, which will be based on the Combined Charging System (CCS) standard.
In an unprecedented show of collaboration from some of the world’s top automakers, Europe is set to get a network of high-speed electric charging stations for BEVs along its major highways. BMW, Daimler, Ford and Volkswagen with Audi and Porsche have signed a Memorandum of Understanding (MoU) to deploy an initial 400 charging sites, which will be compatible with most current and next generation BEVs, and will become the highest-powered charging network in Europe.
The plan is to create a brand-independent network that covers the most popular long-distant travel routes in Europe. The high-power sites will include charging points with power levels up to 350 kW, which will be able to charge BEVs significantly faster than the most powerful charging points available today. It will require BEVs that are built to accept the full power to enjoy the benefits of the faster-charging, but those that will be able to recharge in a fraction of the time of today’s BEVs.
“We intend to create a network that allows our customers on long-distant trips to use a coffee break for recharging,” commented Audi AG Chairman of the Board of Management Rupert Stadler. “Reliable fast charging services are a key factor for drivers to choose an electric vehicle. With this cooperation we want to boost a broader market adoption of e-mobility and speed up the shift towards emission-free driving.”
Initially, the plan is targeting deployment of 400 charging sites across Europe, which will be based on the Combined Charging System (CCS) standard. Construction on the charging network is expected to start in 2017. 
The aim of the network is to quickly deploy a charging infrastructure, which will enable BEV drivers to travel long distances in Europe, which is currently not possible. This is considered to be an important step in the process of mass-market BEV adoption.
“This high-power charging network provides motorists with another strong argument to move towards electric mobility,” said BMW AG Chairman of the Board of Management. “The joint project is another major milestone clearly demonstrating that competitors are combining forces to ramp-up e-mobility.”
“There are two decisive aspects for us: ultra-fast charging and placing the charging stations at the right positions,” added Oliver Blume, Chairman of the Executive Board of Porsche AG. “Together, these two factors enable us to travel in an all-electrically power car as in a conventional combustion engine vehicle. As automobile manufacturer, we actively shape our future, not only by developing all-electricity powered vehicles but by building up the necessary infrastructure as well.”

Unisun Energy to build China’s largest rooftop PV system with Wanbang Logistics

Unisun Energy to build China’s largest rooftop PV system with Wanbang Logistics

29. November 2016 | By:  Sun Qiyi
The rooftop system is being built over three site areas of the Henan Wanbang International Agricultural Products Logistics Center , and will have a huge 60 MW capacity once it is completed.
Located in Zhenzhou City, Henan Wanbang International Agricultural Products Logistics Center is the largest agricultural industry logistics center in Henan Province, as well as one of the largest bases for China’s “Food Basket Project.” With a planned investment of RMB 10 billion (USD 1.5 billion) and a total area of 5,300 m2, the Center aims to provide supply guarantee and a strategic reserve of civil agricultural and related products. And now it plans to have a solar PV system installed on its roof. 
The 60 MW distributed PV power plant project, which has already obtained the approval of the local NDRC, and will become the largest rooftop PV project to be built in China. Total investment in the system is expected to reach RMB 500 million (USD 72.5 million).
The project will be split into 3 sections based on the site areas, and its construction is scheduled to take place over 5 phases. Phase I will consist of a 20.4 MW PV facility that will be built on the rooftop of the vegetable and fruit market area; the 20MW Phase II & III will be built on the rooftop of the aquatic products and grain & oil market area; and the 20 MW Phase IV & V will be on the rooftop of the beef and lamb processing and storage area. 
Zhenzhou City, as an important transportation hub in China, has the largest train marshalling station in Asia and the largest LTL cargo transfer station in China. The distributed PV project, jointly developed by Unisun and Wanbang Logistics, will be a significant demonstration in the promotion of distributed PV development in Zhengzhou.
“We are very grateful for Wanbang Group’s environmental protection concept and consciousness of social responsibility with great vision,” commented Yisha He, CEO of Unisun. “Unison Energy will definitely ensure that all the investment will land successfully, and will build an excellent example of a high-quality distributed PV power system for China’s PV industry together with Wanbang Group.”
Unisun Energy Group is one of largest distributed power plant investors and clean power suppliers in China, focusing on the development, investment, design, and operation & maintenance (O&M) of distributed PV power stations. The company plans to build 1GW of distributed power plants in China within the next three years. 

BREAKING: World's cheapest solar power contract signed for Dubai mega-project

BREAKING: World's cheapest solar power contract signed for Dubai mega-project

29. November 2016 | By:  Christian Roselund
DEWA has signed a US$29.90/MWh PPA with Masdar for the 800 MW third phase of the Mohammed bin Rashid Al Maktoum solar park.
The United Arab Emirates (UAE) has seen some of the lowest-price solar power contracts in the world, which has led to a combination of disbelief and skepticism about the viability of the projects awarded.
However, today one of these mega-projects took another step forward, with the Dubai Electricity and Water Authority (DEWA) signing a power purchase agreement (PPA) with the Abu Dhabi Future Energy Company (Masdar) for the third phase of a massive solar park in Dubai for a shocking US$29.90 per megawatt-hour.
This PPA for the third phase of the Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park is the lowest price PPA globally known to pv magazine staff.
In analyzing how Masdar can make a profit on such a low PPA, Bloomberg New Energy Finance Head of Solar Analysis Jenny Chase has cited several factors, including low capital and operating costs, capacity factors of 25%, and the ability to access debt at an interest rate below 4%. (Note: This project and others in the region were examined in detail in the November print edition of pv magazine.)
And while US$29.90 sets a new benchmark, bids as low as US$24.20/MWh were submitted for an auction in Abu Dhabi in September.
When complete, the Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park will be 3 GW in capacity. In July developers closed on financing for the second 200 MW phase, which they expect to complete in April 2017.

E-Mobilität: Joint Venture für ultraschnelles Hochleistungsladenetz

E-Mobilität: Joint Venture für ultraschnelles Hochleistungs-ladenetz

BMW Group, Daimler AG, Ford Motor Company und der Volkswagen Konzern mit Porsche und Audi planen Joint Venture für ultraschnelles Hochleistungsladenetz an wichtigen Verkehrsachsen in Europa / Weiterentwicklung des CCS Ladestandards für Elektrofahrzeuge auf bis zu 350kW / Pressebild

BMW Group, Daimler AG, Ford Motor Company und der Volkswagen Konzern mit Porsche und Audi planen Joint Venture für ultraschnelles Hochleistungsladenetz an wichtigen Verkehrsachsen in Europa

(WK-intern) – Joint Venture für ein High-Power-DC-Netzwerk für Elektrofahrzeuge entlang der Hauptverkehrsachsen in Europa

  • Leistung von bis zu 350 kW ermöglicht signifikante Reduzierung der Ladezeit im Vergleich zu vorhandenen Systemen
  • Aufbau von 400 ultraschnellen Ladestationen in Europa geplant
  • Netzwerk basiert auf dem Combined Charging System (CCS) und ist damit kompatibel mit den meisten Elektrofahrzeugen der heutigen und nächsten Generationen
  • Beispiellose Zusammenarbeit zwischen den Automobilherstellern für ein markenunabhängiges Ladenetzwerk

Die BMW Group, Daimler AG, Ford Motor Company und der Volkswagen Konzern mit Audi und Porsche planen ein Joint Venture zur Errichtung des leistungsstärksten Ladenetzes für Elektrofahrzeuge in Europa.

Hierzu haben die Partner ein Memorandum of Understanding unterzeichnet. Gemeinsam wollen sie in kurzer Zeit eine beachtliche Zahl an Ladestationen errichten und so die Langstreckentauglichkeit der Elektromobilität deutlich erhöhen – ein wichtiger Schritt, um sie im Massenmarkt zu etablieren.
Die geplante Infrastruktur soll eine Ladeleistung von bis zu 350 kW unterstützen und somit ein wesentlich schnelleres Laden als derzeitige Schnellladenetze ermöglichen. Der Aufbau beginnt in 2017 und im ersten Schritt sind ca. 400 Standorte in Europa geplant. Bis 2020 sollen Kunden Zugang zu Tausenden von Hochleistungsladepunkten haben. Die Ladestationen an Autobahnen und hoch frequentierten Durchgangsstraßen sollen öffentlich zugänglich sein und damit das elektrische Fahren über längere Strecken ermöglichen. Das Laden soll so weiterentwickelt werden, dass es in Zukunft ähnlich bequem funktioniert wie herkömmliches Tanken.
Das Ladenetz soll auf dem Combined Charging System (CCS) Standard basieren und die bestehenden technischen Standards des AC- und DC-Ladens auf die nächste Leistungsstufe gehoben werden, so dass die geplante Infrastruktur DC-Schnellladen mit einer Kapazität von bis zu 350 kW ermöglicht. Für diese Leistung ausgelegte Fahrzeuge können dann im Vergleich zu heutigen Elektrofahrzeugen in einem Bruchteil der Zeit geladen werden. Alle Fahrzeuge, die mit dem CCS Standard ausgerüstet sind, sollen markenunabhängig das Ladenetz nutzen können. Dies soll helfen, die Akzeptanz von Elektrofahrzeugen in Europa deutlich zu erhöhen.
BMW Group
Harald Krüger, Vorsitzender des Vorstands der BMW AG: “Dieses Hochleistungsladenetzwerk ist für Autofahrer ein weiteres überzeugendes Argument, auf Elektromobilität umzusteigen. Die BMW Group hat in den letzten Jahren bereits zahlreiche öffentliche Ladeinfra¬strukturprojekte initiiert. Das Gemeinschaftsprojekt ist für uns ein weiterer bedeutender Meilenstein, der klar zeigt, dass die Automobilhersteller ihre Kräfte bündeln, um die Elektromobilität weiter voranzubringen.”
Daimler AG
“Der Durchbruch von E-Mobilität erfordert vor allem zwei Dinge: überzeugende Fahrzeuge und eine flächendeckende Ladeinfrastruktur. Mit unserer neuen Marke EQ starten wir unsere elektrische Produktoffensive: Bis 2025 wird unser Portfolio mehr als zehn vollelektrische Pkw enthalten. Und zusammen mit unseren Partnern bauen wir jetzt die leistungsfähigste Ladeinfrastruktur in Europa auf”, sagt Dr. Dieter Zetsche, Vorstandsvorsitzender der Daimler AG und Leiter Mercedes-Benz Cars. “Die Verfügbarkeit von Schnellladesäulen ermöglicht erstmals Langstrecken-E-Mobilität und wird dazu beitragen, dass sich immer mehr Kunden für ein Elektrofahrzeug entscheiden.”
Ford Motor Company
“Eine zuverlässige, ultra-schnelle Ladeinfrastruktur ist für die Kundenakzeptanz wichtig und hat das Potential, elektrisches Fahren auf die Stufe der Massentauglichkeit zu heben”, sagt Mark Fields, President and CEO, Ford Motor Company. “Wir stehen voll und ganz hinter unserer Strategie, elektrifizierte Fahrzeuge und Technologien zu entwickeln, die sich an den Wünschen und Mobilitätsbedürfnissen unserer Kunden orientieren, und dieses Ladenetzwerk wird den Betrieb elektrifizierter Fahrzeuge für unsere Kunden erheblich vereinfachen.”
AUDI AG
“Wir wollen ein Netz schaffen, mit dem unseren Kunden für das Nachladen auf längeren Fahrten eine Kaffeepause reicht?, sagt Rupert Stadler, Vorsitzender des Vorstands der AUDI AG. “Ein verlässliches Schnelllade-Angebot spielt eine Schlüsselrolle, damit sich Kunden für ein Elektroauto entscheiden. Mit dieser Zusammenarbeit wollen wir die Marktakzeptanz der Elektromobilität erhöhen und den Übergang zu emissionsfreiem Fahren beschleunigen.”
Porsche AG
“Zwei Dinge sind für uns entscheidend: das schnelle Laden und die richtige Platzierung der Ladestationen”, sagt Oliver Blume, Vorstandsvorsitzender der Porsche AG. “Beides zusammen ermöglicht auch in einem Elektrofahrzeug eine Reise wie in jedem Wagen mit Verbrennungsmotor. Als Automobilhersteller gestalten wir aktiv unsere Zukunft – und zwar nicht nur mit der Entwicklung von rein elektrischen Fahrzeugen, sondern auch mit dem Aufbau der dafür notwendigen Infrastruktur.”
Mit den geplanten Investitionen in den Aufbau des Netzes unterstreichen die beteiligten Automobilhersteller ihre Überzeugung von der Elektromobilität. Die Gründungspartner BMW Group, Daimler AG, Ford Motor Company und der Volkswagen Konzern wollen sich zu gleichen Teilen an dem Joint Venture beteiligen. Weitere Automobilhersteller sind eingeladen, sich an dem Ladenetz zu beteiligen und zu bequemen Ladelösungen beizutragen. Darüber hinaus ist das Joint Venture offen für die Zusammenarbeit mit regionalen Partnern.
Die Gründung des Joint Ventures steht noch unter dem Vorbehalt der Unterzeichnung eines Joint Venture Vertrages und der Fusionsfreigabe in verschiedenen Jurisdiktionen.
Mit der Bitte um Verständnis: Diese Presseinformation wird parallel von allen beteiligten Partnerunternehmen versendet. Unter Umständen erhalten Sie diese Meldung in mehrfacher Ausführung.
PM: BMW Group
BMW Group, Daimler AG, Ford Motor Company und der Volkswagen Konzern mit Porsche und Audi planen Joint Venture für ultraschnelles Hochleistungsladenetz an wichtigen Verkehrsachsen in Europa / Weiterentwicklung des CCS Ladestandards für Elektrofahrzeuge auf bis zu 350kW / Pressebild