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Freitag, 31. März 2017

Inaugura plataforma fotovoltaica flotante para regadío en Murcia

Inaugura plataforma fotovoltaica flotante para regadío en Murcia

La consejera de Agua, Agricultura y Medio Ambiente de la región española Murcia Adela Martínez-Cachá en la inauguración de un sistema fotovoltaico flotante

La consejera de Agua, Agricultura y Medio Ambiente de la región española Murcia Adela Martínez-Cachá inauguró el jueves una plataforma fotovoltaica flotante en una comunidad de regantes en el municipio de Lorca.
Se trata del primer proyecto de una serie de instalaciones flotantes que se llevan a cabo en el marco del Plan de de Regadíos Inteligenes de la Región de Murcia. Horizonte 2023.
Los sistemas de energías renovables que se realicen con este plan generarán previsiblemente 1.600 megavatios hora anuales.
Con el plan, se beneficiarán comunidades de regantes. Además del ahorro eléctrico, con los proyectos fotovoltaicos se prevé aumentar el ahorro hídrico e incrementar la calidad del agua. En cocnreto, se estima que se evitarán 450.000 metros cúbicos en pérdidas de agua por evaporación.

Enel incia las obras de proyecto solar de 754 MW en México

Enel incia las obras de proyecto solar de 754 MW en México

En México se prevé la realización de varios gigavatios en centrales solares entre 2018 y 2019 en el marco de adjudicaciones en licitaciones

La empresa energética Enel anunció el miércoles haber iniciado la construcción de la mayor central fotovoltaica del continente americano, el proyecto Villanueva de 754 megavatios, que se ubica en el estado mexicano de Coahuila.
La empresa invertirá unos 650 millones de dólares estadounidenses en la construcción del proyecto, que se prevé entre en operación en el segundo semestre de 2018.
Esta central es parte del gigavatio fotovoltaico que Enel se adjudicó en la primera licitación de energías limpias. El proyecto se compone de las plantas solares Villanueva 1, de 427 megavatios, y Villanueva 3, de 327 megavatios, que se construirán a la vez. La compañía lleva a cabo el proyecto a través de su subsidiaria Enel Green Power Mexico.
“México es un país clave para Enel y esperamos seguir contribuyendo en el creciente sector eléctrico del país, con la energía limpia generada por Villanueva y los 530 megavatios de proyectos solares y eólicos que tenemos en ejecución”, afirmó el responsable de Energías Renovables de Enel para Centroamérica Paolo Romanacci.
En la licitación de energías limpias resuelta hace un año en México, Enel se adjudicó también la central solar Don José de 238 megavatios ubicada en Guanajuato, cuyo inicio de obras todavía no se ha anunciado. Para este proyecto y la central Villanueva, Enel obtuvo contratos de compraventa de electricidad (PPA) por 15 años y de suministro de certificados de energías limpias por 20 años.
El año pasado se celebraron en México dos licitaciones de energías limpias, en las que se adjudicaron 3,6 gigavatios en proyectos fotovoltaicos en conjunto.
Por otro lado, Enel indica que la central Villanueva es el mayor proyecto solar de la compañía actualmente. La empresa ha realizado algunas de las mayores centrales en Latinoamérica hasta la fecha, como la central Finis Terrae de 160 megavatios ubicada en Chile.

Firmados contratos para plantas solares a US$ 51,48 el MWh en El Salvador

Firmados contratos para plantas solares a US$ 51,48 el MWh en El Salvador

En el Salvador se han adjudicado proyectos solares a los precios más bajos hasta la fecha en una licitación en Centroamérica

Empresas distribuidoras de electricidad de El Salvador firmaron esta semana los contratos de los proyectos ganadores la segunda licitación de energías renovables, entre ellos los de cuatro proyectos fotovoltaicos con 119,9 megavatios.
El precio medio para la fotovoltaica en esta licitación de 51,48 dólares estadounidenses el megavatio hora es el más bajo para proyectos fotovoltaicos en una licitación en Centroamérica hasta la fecha.
También se firmó el contrato de otro proyecto renovable adjudicado, una iniciativa eólica de 50 megavatios a un precio de 98,78 dólares estadounidenses el megavatio hora. Los contratos de compraventa de electricidad (PPA) son a 20 años.
“El que se concretice esta firma de contratos es una muestra muy significativa de la credibilidad de El Salvador”, afirmó el presidente de la organización local de exportaciones e inversiones Proesa Sigfrido Reyes. “Es una señal palpable de la confianza que la comunidad internacional de inversionistas tiene en nuestro país”, agregó.
Para esta licitación de 170 megavatios en proyectos solares y eólicos que se lanzó hace un año se inscribieron inicialmente 62 proyectos. Posteriormente se remitieron 29 ofertas con una potencia en conjunto de 1.040 megavatios.
En enero se adjudicaron cuatro proyectos solares, dos de ellos con una potencia de 50 megavatios a precios de 49,55 y 49,56 dólares estadounidenses el megavatio hora, un proyecto de 10 megavatios a 67,24 dólares estadounidenses el megavatio hora y otro de 9,9 megavatios a un precio de 54,98 dólares estadounidenses el megavatio hora. También resultó ganador un proyecto eólico de 50 megavatios.
Para estas cinco iniciativas se estima una inversión de unos 340 millones de dólares estadounidenses de empresas de Estados Unidos, España, Francia, Alemania y Guatemala.
Esta es la segunda licitación para plantas de energías renovables que se celebra en El Salvador. En el primer certamen se adjudicaron 94 megavatios en plantas fotovoltaicas. Además se ha celebrado en el país una licitación para instalaciones de energías renovables de generación distribuida, en la que se adjudicaron alrededor de 11 megavatios fotovoltaicos.
El mayor proyecto fotovoltaico en El Salvador es una planta solar de 100 megavatios, de la cual un bloque dispone de un PPA de la primera licitación de plantas de energías renovables. El ministerio de Economía informó esta semana que se prevé que esta central solar se complete en abril.

Club de golf en Sevilla acogerá instalación solar de autoconsumo

Club de golf en Sevilla acogerá instalación solar de autoconsumo

En 2016, la nueva instalación fotovoltaica se situó en 55 megavatios en España, en su mayor parte sistemas de autoconsumo.

La empresa de renovables Bester firmó un contrato de suministro e instalación de un sistema fotovoltaico de 62 kilovatios en el Club Zaudín Golf en Sevilla, en el sur de España, según un comunicado.
El sistema se ubica en concreto en el aparcamiento del club y supondrá un ahorro de 16% de las instalaciones. La generación anual de electricidad se estima en 96.230 kilovatios hora.
La empresa con sede en Sevilla quiere aumentar sus proyectos de autoconsumo. “Nuestro objetivo es incrementar esta línea de negocio en España, apostar por el autoconsumo, y ser líderes en implantación de energía sostenible para luchar contra el cambio climático”, afirmó el director de Ingenería y Construcción en Bester Miguel Antonio Jiménez.
Según la asociación UNEF, el año pasado se instalaron en España 55 megavatios fotovoltaicos, en su mayor parte instalaciones de autoconsumo.

Donnerstag, 30. März 2017

31,3 Prozent Effizienz für Mehrfachsolarzelle auf Silizium-Basis

31,3 Prozent Effizienz für Mehrfachsolarzelle auf Silizium-Basis

Mehrfachsolarzelle mit 30,3 Prozent Wirkungsgrad.
27.03.2017 16:35 - Das Fraunhofer ISE erreichte Ende November einen Rekordwert für eine Dreifachsolarzelle aus III-V-Halbleitern und Silizium. Diesen Bestwert gelang es den Freiburger nun, erneut um 0,1 Prozentpunkte zu steigern.
Das jüngste Ergebnis ist ein Wirkungsgrad von 31,3 Prozent für eine vollständig integrierte Mehrfachsolarzelle auf Silizium-Basis. Von außen betrachtet unterscheidet sich diese Solarzelle nicht von herkömmlichen Siliziumsolarzellen. Mit nur einem einfachen Vorder- und Rückseitenkontakt kann die Solarzelle ohne weiteres in gängige Photovoltaikmodule integriert werden.
Solarzellen aus Silizium dominieren heute den globalen Photovoltaikmarkt mit einem Anteil von rund 90 Prozent. Forschung und Industrie arbeiten sich damit an neuen technologischen Entwicklungsschritten an die theoretische Wirkungsgradgrenze des Halbleitermaterials Silizium heran.

Mikrometer dünne Halbleiterschichten

Die Mehrfachsolarzelle überschreitet die theoretische Wirkungsgradgrenze reiner Siliziumsolarzellen bereits: Hierfür übertrugen die Forscher nur wenige Mikrometer dünne III-V Halbleiterschichten auf Silizium. Die Verbindung gelang ihnen mittels eines aus der Mikroelektronik bekannten Verfahrens, dem direkten Waferbonden. Dabei werden Oberflächen nach einer Plasmaaktivierung im Vakuum unter Druck miteinander verbunden. Es entsteht eine Einheit, indem die Atome der III-V Oberfläche Bindungen mit dem Silizium eingehen. (nhp)
Mehr zum Thema:
Forscher des Fraunhofer ISE haben Solarzellen mit einem Wirkungsgrad von 21,9 Prozent hergestellt. Den neuen Rekord erreichen sie mit der Kombination von zwei unterschiedlichen Ansätzen.

Neues Geld für Tesvolt

Neues Geld für Tesvolt

Simon Schandert demonstriert den neuen TS-Gewerbespeicher.
28.03.2017 10:24 - Nur zwei Wochen nach der Vorstellung des neuen Gewerbespeichers TS verschafft sich Tesvolt neue finanzielle Möglichkeiten, um seine eigene Technologie künftig weiter zu entwickeln. Ein Risikokapitalfonds beteiligt sich an der Firma.
Der von der bmp Beteiligungsmanagement verwaltete IBG Risikokapitalfonds III investiert „mehrere Millionen Euro“ in den Gewerbespeicherhersteller Tesvolt, verkündet der Fonds mit Sitz in Magdeburg. Ein genauerer Betrag wird nicht bekannt gegeben. „Die Investitionen der IBG sollen in die Weiterentwicklung der Technologie des Unternehmens fließen. Zudem werden Fertigungslinien so ausgebaut, dass sie eine steigende Nachfrage bedienen können, verkündet IBG. Weitere Mittel sollen für die Finanzierung von nationalen und internationalen Marketing- und Vertriebsaktivitäten verwendet werden.

Attraktiver Markt für Gewerbespeicher

Alleine in Deutschland wird sich die Zahl der installierten Stromspeicher laut Marktexperten bis 2020 schätzungsweise alle zwei Jahre verdoppeln. Gleichzeitig werden die Preise für Batteriespeichersysteme in den nächsten Jahren immer weiter fallen. „Vor diesem Hintergrund ist es umso wichtiger, jetzt ein schnelles weiteres Wachstum vorzulegen und unsere bestehenden Wettbewerbsvorteile gezielt auszubauen“, weiß Daniel Hannemann, Gründer und Geschäftsführer bei Tesvolt.
Die Firma aus Wittenberg hat nach eigenen Angaben ein innovatives Speichersystem entwickelt, dass sich durch einen neuen Sicherheitsstandard auszeichnet und eine kalendarische Lebensdauer von 30 Jahren aufweist. „Das Herzstück unserer Lösungen bildet unsere Active Battery Optimizer-Technologie, die eine gleichmäßige Ladeverteilung in allen miteinander verschalteten Zellen gewährleistet“, sagt Technikchef Simon Schandert. Das führe zu einer Effizienzsteigerung der Batterien und einen um 5 bis 10 Prozent höheren Gesamtwirkungsgrad gegenüber Batteriespeichern mit herkömmlichen Batteriemanagementsystemen.

Neuer TS-Speicher

Tesvolt hat zusammen mit Samsung SDI eine Hochvoltbatterie entwickelt und am 14. März 2017 in Düsseldorf auf der Energy Storage vorgestellt. Die Hochvoltbatterie der neuer Generation erreicht rund 6.000 Vollladezyklen bei einer Tiefenentladung von 100 Prozent. Laut Tesvolt kann also fast die gesamte Batteriekapazität ausgenutzt werden. Der Speicher funktioniert sowohl mit einer Niederspannung von 48 Volt DC als auch mit einer Hochspannung von bis zu 1.000 Volt DC für stationäre gewerbliche und industrielle Anwendungen. Die Hochvoltvarianten ab 60 Volt verfügen dabei über andere Schutzkontakte für die Installateure, damit ein Berührungsschutz gegeben ist. Mehr lesen über die neue TS-Serie von Tesvolt lesen. (nhp)

The Old, Dirty US Electric Grid Would Cost $5 Trillion to Replace. Where Should Infrastructure Spending Go?

The Old, Dirty US Electric Grid Would Cost $5 Trillion to Replace. Where Should Infrastructure Spending Go?

 
Image credit: andrewfhart | Flickr
The electric grid is an amazing integrated system of machines spanning an entire continent. The National Academy of Engineering has called it one of the greatest engineering achievements of the 20th century.
But it is also expensive. By my analysis, the current (depreciated) value of the U.S. electric grid, comprising power plants, wires, transformers and poles, is roughly US$1.5 to $2 trillion. To replace it would cost almost $5 trillion.
That means the U.S. electric infrastructure, which already contains trillions of dollars of sunk capital, will soon need significant ongoing investment just to keep things the way they are. A power plant built during the rapid expansion of the power sector in the decades after World War II is now 40 years old or older, long paid off, and likely needs to be replaced. In fact, the American Society of Civil Engineers just gave the entire energy infrastructure a barely passing grade of D+.
The current administration has vowed to invest heavily in infrastructure, which raises a number of questions with regard to the electric system: What should the energy grid of the future look like? How do we achieve a low-carbon energy supply? What will it cost?
Infrastructure seems to be an issue that can gather support from both sides of the aisle. But to make good decisions on spending, we need first to understand the value of the existing grid.
Current State of Transition
The electric grid is intended to last decades, yet few people realize the entire system must finely balance supply and demand across timescales as brief as a second. Every watt of electric power for lighting homes, operating laptops or running air conditioners is generated at the same time in different locations, mostly by burning fuels that spin magnets in generators. There is essentially no storage of electricity on the grid; instead most energy is stored in fuels — coal, natural gas, nuclear products and water behind dams, waiting for the command to be converted to electricity in real time.
Location and depreciated status of all U.S. power plants. Joshua Rhodes, EIA Form 860 data.
In recent years, where we get our power has changed dramatically. The oldest generators are large power plants, with many located in the eastern part of the U.S. Most recent additions have been smaller and more spread out — think rooftop solar panels or wind farms. Some experts have even said that this model of more distributed generation closer to where power is consumed — along the edge of the network, rather than central power plants — is the new norm.
Going forward, we can either build the grid back the same way we’ve done before or we can invest in new technologies that can bring the same service but at a lower cost.
And how could we make it cleaner? Some people think the grid can run completely on renewable energy sources. Others say the best way to “decarbonize,” or reduce carbon emissions, for the energy system as a whole is widespread electrification of the industrial and transportation sectors.
But to answer what such transitions would cost, we need to know: What does the current grid cost? How much is all the concrete, steel, silicon, etc. that we have already installed in the ground currently worth? To help inform policymakers and planners grappling with their vision of the future, I set about to answer that question.
What Makes Up The Grid?
For this exercise, I’ve limited “the grid” to the following parts:
  1. Power plants
  2. High and low-voltage transmission lines, which transport power over long distances
  3. Distribution lines, which bring power directly to buildings or other end points
  4. Substations for routing power on the transmission grid
  5. Substations on the distribution grid
  6. Transformers that change voltages on the distribution grid
This calculation leaves out additional and necessary components of the grid, such as the electric wire inside your home, meters at the electrical panels on homes and buildings and end-use devices that consume the electricity.
Combing through a variety of public reports and using updated estimates for new construction and standard approaches for estimating depreciation, we quantified the value of the nation’s assets for power generation, transmission and distribution.
The total capacity of these power plants is about 1.15 terawatts. That’s the generating capacity of about 1,000 nuclear power reactors (the U.S. currently has about 100). As you can imagine, that would be costly to replace. For power plants alone, the replacement value is nearly $2.7 trillion, and the depreciated value, or the rough current value, is nearly $1 trillion. Overall, the breakdown of the value is about 56 percent power plant, 9 percent transmission system and 35 percent distribution system.

Breakdown of the replacement and depreciated value of U.S. electric infrastructure. Many of the underlying data sources, including from the EIA, are the same as those recently utilized in the UT-Austin Energy Institute’s Full Cost of Electricity study. We used a simplified straight-line depreciation schedule that ends in a scrap value of 15 percent of the initial cost at the end of its expected lifetime. Joshua Rhodes
What Path Forward?
If we want to have a cleaner energy future, there are multiple pathways to get there. However, I hypothesize that the cheapest and likeliest pathway will be the one that best leverages, not duplicates, the infrastructure we already have. One of the most “plug and play” pathways (and what we are seeing today) is a conversion from coal to gas-fired generation at power plants that can use existing wires, poles and water infrastructure.
At the other end of the spectrum, a hydrogen economy would require massive new investments in new kinds of technology, so it would leverage less of what we currently have. For instance, we’d need to build places to generate and store hydrogen. On the other hand, it has the potential to be more resilient and sustainable.
One area that does look promising for infrastructure investment is upgrading the bulk power transmission network. These upgrades could allow power to flow between regions of the U.S. and would be similar to how the interstate highway system drove down business costs across the country by greatly reducing the time it took to transport goods and services across our vast country.
There are areas of the U.S. where power is produced cheaper and with fewer environmental impacts than in other areas. Expanding transmission lines to areas of the country that have good wind and solar resources can bring very low-cost power to users. The problem is that these areas are not always where the people are, so to bring this power to the people, we need a strong transmission network.
Distribution networks — the part of the grid that delivers power directly to buildings — can also integrate more solar without much added cost to the grid’s operation. But once solar capacity reaches a certain percentage of power demand on the local network, which varies by location, then more costs are incurred.
In the end, consumers, or taxpayers, always end up paying for these upgrade projects, but the benefits can outweigh costs. Texas’ expansion of its electric grid has allowed for much more wind power to reach load centers which, along with a drop in natural gas prices, has driven down the wholesale electricity market costs. Those lower costs are then passed along to ratepayers.
There is no path that does not require investment — even just maintaining what we have will cost hundreds of billions, if not trillions, of dollars over the next decade. The bigger question is: As we continue to replace and rebuild this amazing grid, what technologies should we focus on?
This article was originally published on The Conversation. Read the original article.

Innovative Aggregation Expands Access to Large-scale Renewables

Innovative Aggregation Expands Access to Large-scale Renewables

 
This week, the largest renewable energy project built in the U.S. through an alliance of diverse buyers reached commercial operation. The development of the 60-MW Summit Farms Solar project was driven by demand from the Massachusetts Institute of Technology (MIT), Boston Medical Center, and Post Office Square Redevelopment Corporation.
Owned and operated by Dominion Resources and located in northeast North Carolina, the solar array is now producing emission-free electricity on behalf of the three buyers. Boston-based A Better City initiated the collaborative, while CustomerFirst Renewables (CFR) advised the buyers throughout procurement and contracting process.
The buyers aggregated their demand and negotiated as a group to capture large-scale cost economics. Each buyer entered into their own power purchase agreement (PPA) for a share of the renewable output from Summit Farms. No capital investment was required from any of the buyers. While MIT contracted for 44 MW and Boston Medical Center for 15.6 MW, Post Office Square’s 0.4 MW PPA is the smallest direct purchase from a utility-scale energy project in the country.
This aggregated approach to purchasing renewables demonstrates that a broad range of organizations can capture economies of scale typically reserved for utilities, or the likes of Google or Amazon. Other businesses and institutions interested in fundamentally reducing electricity-related costs, risks, and greenhouse gas emissions should consider replicating this innovative approach to accessing large-scale renewable energy (LSRE).
According to Lazard’s most recent cost of energy analysis, dramatic solar and wind power cost reductions over the last 10 years have driven rapid growth in the renewable energy sector. Today, wind energy on an unsubsidized basis produces some of the lowest cost electricity in the country. Including federal tax credits, wind is the least expensive U.S. resource. Solar PV and combined-cycle gas turbines compete for second place, swapping back and forth based on the price of natural gas.
We are now at a point where renewables are having a major impact on the power generation market: in 2016 more than 60 percent of all new electric generation in service was renewable, and more than half of that was driven by commercial and institutional buyers. For the first time, customers are the driving force behind the biggest source of new electric generation in this country. In fact, over the past five years, the customer-drive LSRE market has exploded, growing by over 50 percent per year.
One of the keys to low-cost LSRE solutions is scale. The Lockheed Martins of the world have enormous energy needs to satisfy with large-scale projects, which helps them negotiate from a position of strength. Smaller organizations don’t benefit from the advantages of economies of scale, and thus would likely pay a premium relative to larger purchasers.
Recognizing this smaller-purchaser challenge, CFR in 2013 pioneered combining multiple organizations and pooling their interests together to achieve scale. The organizations do not have to look the same — MIT, Boston Medical Center, and Post Office Square, for example, are diverse in their industries, sizes and objectives.
There are four primary benefits to aggregating demand for LSRE projects, and contracts can be structured so they are accessible in deregulated and regulated states.
First, at large-scale, wind and solar generators can produce electricity less expensively than average grid power prices. Procured well, buyers can capture savings from day one as well as over time relative to current competitively-sourced power supplies.
Second, aggregation helps buyers share fixed transaction-related costs, which can make a big difference for smaller LSRE purchasers. For example, the legal fees required to negotiate a PPA, as an example, will be very similar for a 100-MW project as for a 10-MW project. These and other fixed project costs have a much larger impact on the overall economics of the smaller projects relative to larger ones.
Third, group purchases often attract a richer set of potential project bids and enhance the buyers’ negotiating position. Acting alone, Post Office Square would not have been able to attract strong proposals from project developers. However, by teaming with MIT and Boston Medical Center, the group received 40 project proposals through a competitive solicitation process. The large project scale helped the buyers negotiate attractive cost economics as well as contract terms and conditions that met the buyers’ needs.
Fourth, collaboration and alignment during the procurement strategy development and implementation creates a “we’re in this together mindset” that helps build momentum for an unfamiliar process. Procuring LSRE through 10- to 25-year PPA contracts is new to most organizations and represents a significant change from traditional short-term power purchases from utilities or competitive providers. Questions will undoubtedly arise along the way, and each buyer, whether large or small, can play a significant role leading the process as it unfolds.
To transition to a clean energy economy, organizations of all sizes will need to access LSRE in an economic and straightforward manner. Until recently, this was the exclusive domain of the largest organizations and utilities. Thanks to innovations in demand aggregation, any organization can now access low-cost LSRE. They just need a few like-minded organizations to dive in with them. Supported by an experienced advisor, an aggregated group of buyers can save money, reduce risks and emissions, and cement their role as a sustainability leader.

SMA verkauft Eisenbahngeschäft nach China

SMA verkauft Eisenbahngeschäft nach China

29. März 2017 | Märkte und Trends, Topnews
Über den Kaufpreis ist mit Beijing Dinghan Technology Stillschweigen vereinbart worden. SMA bestätigte angesichts des positiven Ergebnisbeitrags durch den Verkauf seine Prognose für das laufende Geschäftsjahr.

Die SMA Solar Technology AG hat ihre Eisenbahntochter nach China verkauft. Käufer der SMA Railway Technology GmbH sei der chinesische Bahntechnikkonzern Beijing Dinghan Technology Co., Ltd., teilte das deutsche Photovoltaik-Unternehmen am Mittwoch mit. Beide Seiten hätten Stillschweigen über den Kaufpreis vereinbart. Der Verkauf sei mit dem heutigen Tag abgeschlossen. Weitere Einzelheiten und Hintergründe für die Entscheidung wurden nicht genannt.

Im Zusammenhang mit der Transaktion erwartet SMA einen „positiven Beitrag zum Ergebnis“ im ersten Quartal. Der Vorstand gehe für die ersten drei Monate von einem Umsatz zwischen 165 und 175 Millionen Euro aus. Das operatives Ergebnis vor Abschreibungen, Zinsen und Steuern (EBITDA) werde zwischen 15 und 18 Millionen Euro erwartet. Für das laufende Geschäftsjahr bestätigte das Photovoltaik-Unternehmen aus dem hessischen Niestetal seine Prognose, die es Ende Januar veröffentlicht hat. Der Umsatz solle demnach zwischen 830 und 900 Millionen Euro liegen bei einem EBITDA von 70 bis 90 Millionen Euro.

Am Donnerstag wird SMA seine finalen Zahlen für das abgelaufene Geschäftsjahr vorlegen. (Sandra Enkhardt)

Vorteile von Lithium- und Blei-Batterien kombinieren

Vorteile von Lithium- und Blei-Batterien kombinieren

29. März 2017 | Speicher und Netze, Topnews
Videointerview: Der Batterie-Hersteller Hoppecke hat seit einiger Zeit nicht mehr nur Blei- sondern auch Lithium-Batterien im Programm. In manchen Projekten können beide Technologien auch gut kombiniert werden. Die Vorteile davon erklären Michael Entrup und Frederik Süllwald von Hoppecke im Interview mit pv magazine.

Das Unternehmen Hoppecke Batterien ist vielen als Hersteller von Blei-Akkus bekannt. Aber schon seit rund drei Jahren bietet Hoppecke auch Lithium-Akkus an. Auf der diesjährigen Intersolar soll nun auch ein neues Hochvolt-System auf Lithium-Basis vorgestellt werden, sagt Michael Entrup, Managing Director Business Unit Reserve Power.
In manchen Projekten kombiniert Hoppecke auch die beiden Akku-Technologien - derzeit zum Beispiel bei einem 1,5-Megawatt-Speicher zur Frequenzregulierung an einem Kraftwerksstandort, wo das Unternehmen 500 Kilowatt Lithiumbatterien mit einem Megawatt Bleibatterien zusammenbringt. Im Jahresverlauf würden hohe Leistungen nur relativ selten abgefragt, erklärt Frederik Süllwald, Technical Sales bei Hoppecke. Dafür könne man dann die Performance der Lithium-Batterien nutzen. Bei langen Hüben könne man dagegen die Blei-Akkus verwenden. Damit sei man im Gesamtzusammenspiel kosteneffizienter und entsprechend wettbewerbsfähig gegenüber reinen Lithium-Systemen. Mehr im Videointerview…

Hevel produziert nun mit Singulus-Maschinen Hochleistungsmodule

Hevel produziert nun mit Singulus-Maschinen Hochleistungsmodule

29. März 2017 | Märkte und Trends, Topnews
Der russische Photovoltaik-Hersteller will mit den Produktionsanlagen jährlich 160 Megawatt Hochleistungssolarzellen herstellen. Hevel hat die Umstellung seiner Produktion von Dünnschicht- auf kristalline Module abgeschlossen.

Singulus  hat die neuen Produktionsanlagen zur Herstellung von Hochleistungsmodulen bei Hevel Solar abschließend geprüft. Die Maschinen des Typs SILEX II habe das Unternehmen Ende vergangenen Jahres an den russischen Photovoltaik-Hersteller ausgeliefert, hieß es am Mittwoch. Dieser hat mit den neuen Anlagen seine Produktion von Silizium-Dünnschicht- auf Heterojunction (HJT) -Module umgestellt. Neben den Produktionsanlagen des Typs SILEX II für die nasschemische Behandlung von HJT-Solarzellen habe Singulus Technologies auch Versorgungseinheiten für die Herstellung der Zellen geliefert. Damit könne Hevel bis zu 5.000 Wafer pro Stunde  produzieren.
Nach Angaben von Singulus ist das gelieferte SILEX II  ein System, das vier Träger mit Solarzellen parallel transportiert und Produktionsbäder auf Ozon-basierte Reinigungsschritte nutzt. Diese hätten kürzere Prozesszeiten und würden einen geringeren Einsatz von Chemikalien erfordern.  Singulus zufolge spielt dies eine wichtige Rolle bei der Verbesserung des Wirkungsgrades der Solarzelle und der Senkung der Produktionskosten. 
Hevel hatte in diesem Zusammenhang im Februar verkündet, einen Wirkungsgrad von 21,75 Prozent für seine HJT-Solarzellen erreicht zu haben. Das Unternehmen plane nach der Modernisierung des Werks im russischen Novocheboksarsk jährlich 160 Megawatt Solarmodule zu produzieren, die vorrangig für eigene Projekte verwendet werden sollen. Hevel zufolge hat das  Unternehmen Projekte mit einer Gesamtkapazität von 364 Megawatt in der Pipeline. (Carl Johannes Muth)

Solarworld strebt radikale Kostensenkung an

Solarworld strebt radikale Kostensenkung an

29. März 2017 | Märkte und Trends, Topnews
Der Photovoltaik-Hersteller bestätigte seine vorläufigen Geschäftszahlen für 2016. Solarworld bekräftigte zugleich seine Prognose, bis 2019 die Trendwende schaffen zu wollen. Vorstandschef Asbeck konterte in der Bilanzpressekonferenz die Angriffe aus China.

Die Solarworld AG hat ihre finalen Geschäftszahlen für 2016 vorgelegt. Dabei sind die im bereits im Februar vorgelegten Kennzahlen weitgehend bestätigt worden. Der Umsatz sei um fünf Prozent auf gut 803 Millionen Euro gestiegen, wobei etwas mehr als die Hälfte davon in den USA erzielt worden sei. Dagegen sei das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) mit -25,78 Millionen Euro wieder negativ – nach einem Gewinn von 40,8 Millionen Euro 2015. Der Verlust vor Zinsen und Steuern beläuft sich auf 98,8 Millionen Euro, wie aus dem am Mittwoch veröffentlichten Konzernbericht hervorgeht. Sein Eigenkapital beziffert Solarworld zum Jahresende 2016 mit 121,8 Millionen Euro und die Nettoverschuldung mit 302,4 Millionen Euro.

„An Herausforderungen mangelt es im internationalen Solargeschäft nicht. Die zweite Jahreshälfte 2016 war von Marktverwerfungen und verstärktem Dumping gekennzeichnet, was auch bei uns Spuren hinterlassen hat“, erklärte Solarworld-Vorstandschef Frank Asbeck mit Blick auf das Geschäftsjahr 2016. Dabei sei die erste Jahreshälfte gut gelaufen und Solarworld habe im zweiten Quartal ein positives Ergebnis erreichen können, doch der dramatische Preisrückgang im zweiten Halbjahr habe die Zahlen erheblich belastet und sei kostenseitig nicht kompensierbar gewesen.
Der Preisverfall sei vor allem durch die Überkapazitäten der chinesischen Konkurrenz begründet. Die chinesische Solarindustrie verfüge mittlerweile über Modulkapazitäten von etwa 90 Gigawatt, die Nachfrage 2016 habe in China bei "nur" 34 Gigawatt gelegen, so Asbeck bei der Bilanzpressekonferenz in Bonn. In der zweiten Jahreshälfte hätten die chinesischen Hersteller ihre aufgebauten Lagerbestände von bis zu vier Gigawatt teilweise für 30 US-Dollarcent auf den Markt geworfen. Dies habe auch die Preise für hocheffiziente Solarmodule mit nach unten gezogen, so Asbeck weiter.
Mit einer Verkaufsoffensive habe Solarworld zum Jahresende immerhin die Lagerbestände reduzieren können. "Der durchschnittliche Verkaufspreis lag bei 58 Cent pro Watt", erklärte Asbeck. Die chinesische Konkurrenz würde dagegen ihre Module für 75 Prozent der eigenen Kosten verkaufen. "Das kann man sich leisten, solange der Staat rettet", sagte Asbeck. Solarworld sei dabei nicht das einzige Opfer der chinesischen Politik - auch Hersteller wie Sunedison, Sunpower und Hanwha Q-Cells habe es "stark erwischt".

Bereits im Februar hatte Asbeck angekündigt, dass sich Solarworld künftig komplett auf monokristalline PERC-Produkte konzentrieren und aus der multikristallinen Technologie aussteigen wolle. Dies bekräftigte er am Mittwoch erneut. Die ersten Schritte seien bereits eingeleitet worden. Dabei geht es um die Bündelung der Produktionsaktivitäten an den deutschen Standorten. Die Kristallisation und die Zellproduktion will Solarworld zukünftig im thüringischen Arnstadt, die Wafer- und Modulfertigung im sächsischen Freiberg konzentrieren. Die kleinere Modulfertigung in Arnstadt und Zellproduktion in Freiberg werden nach den Plänen in diesem Jahr stillgelegt oder verlagert. An der Herstellung bifazialer Module wolle Solarworld auch künftig festhalten – als Weiterentwicklung des Ansatzes, sich auf monokristalline Photovoltaik-Produkte zu fokussieren.

„Die Fokussierung ist der Hebel, um radikaler als bisher unsere Kosten zu senken“, schreibt Asbeck im Vorwort des Vorstands im Geschäftsbericht 2016. Der Aufwand in fast allen Unternehmensbereichen könnten mit der Konzentration reduziert werden. Zudem seien mit der Bündelung der Produktionen Skaleneffekte verbunden sowie der Abbau von Redundanzen und die Vereinfachung von Prozessen. Gleichzeitig werde Solarworld durch die Maßnahmen etwa 400 Vollzeitstellen in den kommenden zwei Jahren abbauen. Im vergangenen Jahr war die Zahl der Mitarbeiter bei Solarworld auf mehr als 3000 gestiegen.

Die Trendwende für das Geschäft von Solarworld braucht Zeit. „2017 ist ein Jahr des Übergangs. Es kommt darauf an, dass wir die Fokussierung schnell und gut umsetzen“, erklärte Asbeck weiter. Gleichzeitig werde Solarworld einen mittleren zweistelligen Millionenbetrag in den Ausbau seiner PERC-Kapazitäten in Deutschland und den USA investieren. Für das laufende Jahr rechne der Hersteller mit einem weiter steigenden Absatz bei etwa gleichbleibendem Umsatz. Beim EBIT werde eine Verbesserung angestrebt, aber es werde wohl erneut negativ ausfallen, so Asbeck. Bis 2019 soll sich dies ändern. „Bis 2019 wollen wir operativ wieder in den schwarzen Zahlen sein und das dann auch bleiben“, so der Solarworld-Vorstandschef. Dann will der Photovoltaik-Hersteller seinen Modulabsatz auch auf zwei Gigawatt jährlich gesteigert haben.

Als Damoklesschwert schwebt weiterhin der Hemlock-Prozess über Solarworld. Im vergangenen Sommer hatte ein US-Richter dem Polysilizium-Hersteller einen Schadenersatz von 585 Millionen US-Dollar plus 208 Millionen US-Dollar Zinsen zugesprochen. Davon betroffen ist die Tochtergesellschaft Solarworld Industries Sachsen. Der deutsche Konzern hat gegen den Einzelrichterentscheid Rechtsmittel eingelegt und geht auch weiterhin davon aus, dass ein solches Urteil in einem Anerkennungs- und Vollstreckungsverfahren in Deutschland nicht durchsetzbar ist, wie im Geschäftsbericht betont wird. Daher wird bei der rechtlichen Risikoanalyse die Eintrittswahrscheinlichkeit weiterhin als gering eingestuft.

Insgesamt bewertet der Solarworld-Vorstand die wirtschaftliche Lage basierend auf Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage „als sehr schwierig“. Zwar sollten sich die strategischen Maßnahmen positiv auf die Ertragslage auswirken, allerdings könnten Verzögerungen und Schwierigkeiten nicht ausgeschlossen werden. Dies würde zusätzliche Liquiditätsrisiken für Solarworld bergen, die die Handlungsfähigkeit der Gesellschaft einschränke könnte.
Auf der Bilanzpressekonferenz konterte Asbeck auch Aussagen des Trina-Solar-Vorstandschefs.  In einem am Mittwoch im "Handelsblatt" veröffentlichten Interview erklärte Gao Jifan: "Solarworld ist eine Firma ohne jede Wettbewerbsfähigkeit. Sie muss und wird aus dem Markt verschwinden." Es sei nur eine Frage der Zeit, da sich Solarworld nicht ewig mit Protektionismus über Wasser halten könne. Asbeck sagte dazu: "Die Alternative zum Sterben ist Weitermachen. Und das machen wir mit einem tollen Produkt und Alternativen." (Sandra Enkhardt, Zitate und Aussagen von der Bilanzpressekonferenz lieferte Michael Forst vom Europressedienst)

Fehlerhafte Anschlussdosen von Amphenol zwingen Solarworld zum Modulrückruf in USA

Fehlerhafte Anschlussdosen von Amphenol zwingen Solarworld zum Modulrückruf in USA

29. März 2017 | Märkte und Trends, Topnews
Das Photovoltaik-Hersteller muss knapp 100.000 Solarmodule zurückrufen, die in den USA gefertigt worden sind. Grund sind verbaute Anschlussdosen von Amphenol, bei denen durch einen Produktionsfehler, die Gefahr von Stromschlägen besteht. Weitere Photovoltaik-Hersteller weltweit könnten von diesem Problem ebenfalls betroffen sein, doch bislang sind keine weiteren Rückrufe bekannt.

Die US-Kommission für die Sicherheit von Konsumprodukten (CPSC) hat einen sogenannten „Fast track“-Rückruf für Solarworld-Module mit Amphenol-Anschlussdosen veröffentlicht. Davon betroffen sind etwa 97.000 Solarmodule, die der Photovoltaik-Hersteller in den USA gefertigt und im November und Dezember an Installateure verkauft hat, wie aus der Veröffentlichung hervorgeht. Bislang seien keine Schadens- oder Zwischenfälle berichtet worden, doch sei potenziell von der Gefahr eines Stromschlags auszugehen.

Neben Solarworld dürften auch weitere Modulhersteller weltweit die Anschlussdosen von Amphensol verbaut haben. Mehrfache Anfragen von pv magazine bei Amphenol, wie viele Photovoltaik-Hersteller in welchem Umfang von den fehlerhaften Produkten betroffen waren, blieben unbeantwortet. Allerdings reagierte Amphenol nach der ursprünglichen Veröffentlichung des Artikels mit einem Statement. Darin heißt es, dass der Hersteller "sofort und proaktiv mit all seinen Kunden zusammengearbeitet hat, um die gefährdeten Anschlussdosen zu identifizieren und erfolgreich eine erhebliche Mehrheit dieser Produkte ersetzt hat". Die potenziell betroffenen Produkte hätten dabei nur einen geringen Prozentsatz aller Photovoltaik-Anschlussdosen ausgemacht, die Amphenol 2016 ausgeliefert habe.*
Solarworld selbst gibt in einer Kunden-Mail an, die pv magazine vorliegt, dass es nur einen geringen einstelligen Prozentsatz der Millionen Amphenol-Anschlussdosen verbaut habe, die vermutlich von diesem Problem betroffen seien. Kenntnisse über ähnliche Rückrufaktionen anderer Photovoltaik-Modulhersteller sind bislang allerdings nicht bekannt geworden oder auf der Website der CPSC zu finden.

Sofort als Solarworld USA informiert worden sei, dass die Amphenol-Anschlussdosen nicht den Qualitätsanforderungen entsprechen würden, habe es mit sofortiger Wirkung die Auslieferung betroffenen Solarmodule in den USA gestoppt. Dies sei aufgrund der eigenen Qualitäts- und Zuverlässigkeitsversprechen erfolgt. Solarworld habe die CSPC informiert sowie eine umgehende Rückrufaktion der bereits ausgelieferten Module in den USA gestartet. Mehr als 60.000 betroffene Solarmodule hätten sich noch im Lager befunden und weitere 30.000 Solarmodule, die bereits in Projekten verbaut gewesen seien, mussten tatsächlich zurückgerufen werden. Solarworld habe auch Endkunden kontaktiert, die etwa 2.000 Solarmodule mit den fehlerhaften Anschlussdosen erhalten hätten. Der Photovoltaik-Hersteller gewährleiste in allen Fällen einen kostenlosen Tausch der Anschlussdosen, obwohl die mangelhaften Geräte nicht von ihm stammten. Solarworld unterstreiche damit seine Verantwortung gegenüber den Kunden. (Sandra Enkhardt)
*Das Statement von Amphenol ist nachträglich in den Artikel eingefügt worden.

Neue Kampagne soll Photovoltaik-Markt in Deutschland beleben

Neue Kampagne soll Photovoltaik-Markt in Deutschland beleben

29. März 2017 | Politik und Gesellschaft, Topnews, Hintergrund
Der Bundesverband Solarwirtschaft will unter dem Titel "Ich mache das. Jetzt!" die Menschen für die Installation einer neuen Photovoltaik-Anlage begeistern. Derzeit sucht der Verband noch Unterstützer für seine Kampagne, die als Multiplikatoren die Botschaft unters Volk bringen.

Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) will in enger Zusammenarbeit mit einigen Mitgliedsunternehmen, darunter Baywa und IBC Solar die Branchenkampagne „Ich mache das. Jetzt!“ ins Leben rufen. Das Ziel sei, den Photovoltaik-Markt in Deutschland wieder in Schwung zu bringen, sagt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Verbands, auf Anfrage von pv magazine. „Noch befindet sich die Kampagne in der Akquisephase. Bislang haben rund 15 Unternehmen ihre Teilnahme zugesagt“, sagt Körnig weiter. Erst wenn die Kampagne durchfinanziert sei, werde sie wirklich starten. Wie viele Unternehmen dafür gebraucht werden, hängt auch von deren Größe und deren finanziellen Beitrag ab.

„Vom Umfang der teilnehmenden Unternehmen wird es maßgeblich abhängen, welche Kampagneninstrumente realisiert werden können und welche Kampagnenreichweite möglich ist“, erklärt Körnig. Das Ziel müsse sein, dem Thema Photovoltaik wieder mehr Aufmerksamkeit zu verschaffen. Die Pläne sehen vor, dies über virales Marketing, aber auch umfangreiches Informationsmaterial zu erreichen. „Die Ansprache der Fachpresse spielt für die Kampagnenumsetzung eine ebenso wichtige Rolle wie Massenmedien. Das Handwerk soll wichtiger Multiplikator der Kampagne werden, um prägnante Kernbotschaften in professioneller Aufbereitung an den Kunden zu tragen und möglichst einen Wiedererkennungswert zu erreichen“, sagt Carsten Körnig.

Mit dem Kampagnenclaim soll dabei vermittelt werden, dass jetzt der richtige Zeitpunkt für private Haushalte und Unternehmen ist, um in Photovoltaik zu investieren. „Die Photovoltaik rechnet sich wieder, die Investitionsbedingungen sind derzeit ideal. Wer wartet wird nicht belohnt“, sagt Körnig zur Kernbotschaft der Kampagne. Der Start sei 2017 ideal, da der deutsche Photovoltaik-Markt die Talsohle nun durchschritten habe und nun die wieder aufkommende positive Stimmung mit „überschaubaren Mediabudget“ verstärkt werden könne. Gleichzeitig stehen in diesem Jahr Bundestagswahlen an, weshalb auch keine neuen Gesetze zu erwarten seien, die für Verunsicherung sorgen könnten.

Sobald die Kampagne gestartet ist, werden unter solarstromjetzt.de umfangreiches Material und Kontakte zu Unternehmen zu finden sein. Noch sucht der BSW-Solar nach Teilnehmern. Wenn Unternehmen die Kampagne unterstützen wollen, können Sie ein Angebot per Mail bei geschaeftsleitung(at)bsw-solar.de anfordern. (Sandra Enkhardt)

Huadian Fuxin posts $293.6 million profit in 2016

Huadian Fuxin posts $293.6 million profit in 2016

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However, solar accounts for just 6.5% of the company’s total installed capacity, compared to the 7.34 GW of wind capacity it had connected to the Chinese grid by the end of 2016.
Total profit attributable to shareholders reached 2.02 billion yuan ($293.6 million),  up 6.3% on the year, according to a statement to the Hong Kong stock exchange.
Group revenue edged up 3.4% from the preceding year to 15.9 billion yuan, primarily due to sales of electricity from its solar, wind and hydropower projects. Total revenue from its PV business jumped 9.7% year on year to 889 million yuan.
Its solar projects generated 1058.6 GWh of electricity in the 12 months to December 31, up 13.6% year on year.
The company — based in Fuzhou, Fujian province — secured government approval to build 254.3 MW of solar at 14 locations throughout China in 2016.
By December 31, its total PV pipeline stood at 632.7 MW.
Huadian Fuxin said it would continue to secure the rights to develop more solar projects in 2017, primarily in central and southeastern China.
The company is a subsidiary of Chinese state-owned power group Huadian.

Vattenfall to invest $226 million in solar and storage over next two years

Vattenfall to invest $226 million in solar and storage over next two years

Vattenfall's 5 MW Parc Cynog Solar Farm is located in Carmarthenshire County Council, southern Wales, UK.

Swedish state-owned power company Vattenfall has announced a new investment plan for the period 2017–2018, which includes a “tangible increase in investments in solar energy”.
The 28 billion SEK ($3.16 billion) plan for growth investments, which will be mainly devoted to renewable energies, includes 17 billion SEK ($1.92 billion) for onshore and offshore wind power and 2 billion SEK 2 billion SEK ($226.3 million) in solar and storage energy projects.
The remaining 6 billion SEK ($678.9 million) will be used for fossil fuel projects and heat production. The company stressed that the budget for these conventional technologies has been almost halved from the previous two-year period, for which 11 billion SEK ($1.24 billion) had been invested.
“A more sustainable energy system is currently being created as the electricity market continues its shift towards fossil-free generation. This system is closer to customers and combines efficient, large-scale production with decentralized solutions. Today we are exceptionally well positioned to develop Vattenfall’s business in line with these trends,” said the company’s CEO Magnus Hall.
Vattenfall, which has mainly been active in the renewable energy sector as wind project developer in the past, built its first and only large-scale solar project in the UK last year. The 4.99 MW Parc Cynog Solar Farm was installed close to the company’s Parc Cynog wind power station in Carmarthenshire County Council, southern Wales, UK. The 50 million SEC ($5.6 million) project was completed in March 2016, after two months of work. The plant is sharing the grid connection already utilized by the wind farm.
In 2016, Vattenfall divested its lignite operations in Germany. The company said that, through this operation, its fossil-based production decreased from approximately 50% of total in 2015 to 25% in 2016.
Vattenfall also operates, among others, coal-fired power and nuclear plants in Denmark, Germany, Finland, the Netherlands, Poland, and the United Kingdom

Lebanon approves plan to install 150 MW of solar

Lebanon approves plan to install 150 MW of solar

The 1 MW Beirut River Solar Snake (BRSS) demonstration project is located in the centre of Beirut.

The Lebanese Cabinet this week approved a plan for the development of solar and renewable energies, according to government-owned news agency NNA. The plan, which was originally conceived in 2010 by former Minister of Energy and Water Gebran Bassil, was submitted by the current minister Cesar Abi Khalil.
Abi Khalil said that his ministry is now proceeding with the development of the plan’s tender process, and that more details will be provided in the next week.
The Ministry or Energy and Water launched the tender for the development of PV projects exceeding 1 MW in mid-February, according to financial newspaper Le Commerce du Levant.
Bids had to be submitted by Feb. 28, 2017, and the first contracts will be awarded by the end of 2017. The government hopes to install approximately 120 MW of large-scale PV capacity through the auction, as indicated in the approved plan. Selected projects will sell power to local utility Electricité du Liban (EDL) under a 20-year PPA. The price of contracted power will not exceed $0.10 per kWh.
Lebanon currently has 22 MW of installed PV power, of which around 20 MW is represented by distributed generation PV installations. Almost half of all PV capacity in operation was added in the past three years. The only solar farm currently operating in Lebanon is the 1 MW Beirut River Solar Snake (BRSS) demonstration project in the center of the country.
Under the plan approved on Tuesday, dubbed “The National Renewable Energy Action Plan for the Republic of Lebanon 2016-2020”, the Middle Eastern country aims at covering 12% of its electricity demand with renewable energies by 2020, with solar PV and CSP expected to cover 4.2% of demand. Currently, renewables account for around 4% of Lebanon’s electricity mix.
As for the PV technology, the plan envisages the development of both large-scale projects (120 MW) through a tender mechanism and distributed generation solar projects (30 MW) through a net-metering scheme.
The authors of the plan believe that the targetted 150 MW of solar PV installations by 2020 is “very realistic” and that the achievement of this target would require an aggregate investment of around $240 million. A more optimistic scenario depicted by the Ministry, however, forecasts that 300 MW of solar could be installed in Lebanon by 2020.

El Salvador signs contracts for four PV projects at $51.48/MWh

El Salvador signs contracts for four PV projects at $51.48/MWh

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El Salvador’s power distributors have this week signed contracts for the winning projects in the country’s renewable energy auction, which was held by the government in January. Among the projects are four PV plants with a combined capacity of 119.9 MW.
The auction ended with an average price of $51.48/MWh. This is the lowest price registered to date for PV projects in power auctions in Latin America. In the tender, El Salvador’s authorities also awarded a contract to a 50 MW wind project, which will sell power at $98.78/MWh.
Projects selected in the auction will be granted a 20-year PPA. Overall, 29 bids with a combined capacity of 1.04 GW were submitted for the auction.
In January, two solar projects of 50 MW each were awarded by El Salvador’s National Energy Council (CNE) to Capella Solar at $49.55 and $49.56/MWh. Furthermore, a 10 MW plant was also won by Sonsonate Energía at a price of $67.24/MWh, while the fourth project awarded was a 9.9 MW project by Asocio Ecosolar which was registered at a price of $54.98/MWh.
With these, more PV capacity was awarded than was originally envisioned, as the auction had a cap of 100 MW for solar PV and 70 MW for wind.
It is estimated that the five projects awarded represent an investment of $340 million.
This is the second renewable energy auction to have been held in El Salvador to date. The first auction in 2014 planned for 100 MW, 50 MW of which was set aside for PV plants and 50 MW to wind. However, only PV projects were awarded, which totaled 94 MW and are expected to enter into operation this year.

SolarWorld seeks to drastically reduce costs

SolarWorld seeks to drastically reduce costs

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The German solar manufacturer SolarWorld AG has published its final financial report for 2016. The report confirms the preliminary results released in February.
The company saw revenue increase by 5% year-on-year to €803 million ($866.3 million) last year, more of the half of which came from the U.S. market.
Furthermore, SolarWorld posted an Ebidta loss of €25.7 million ($27.8 million) for last year, while in 2015 it reported a profit of €40.8 million ($44.0 million).
Ebit loss amounts to €98.8 million ($106.5 million), as previously reported in the preliminary results. At the end of 2016, the company had equity to the amount of €121.8 million ($131.4 million) and net indebtedness of €302.4 million ($326.2 million).
“There has been no shortage of challenges in the international solar business. The second half of 2016 was influenced by market turbulences and increased dumping. This development clearly left its mark on our company, too,” explained SolarWorld CEO Frank Asbeck.
The company’s CEO also said that the in the first half of 2016 the performance of the company was good and that especially in the second quarter its results were positive. The drastic price drop registered in the second half of last year, however, has negatively impacted its financial figures and has not been compensated through cost reduction. Asbeck added that SolarWorld has significantly reduced its inventory with a sales offensive in late 2016.
In February, Asbeck announced that SolarWorld intended to focus on monocrystalline PERC products in the future and to exit the multi crystalline business entirey. This was also confirmed in the preliminary results. The first steps in this direction have already been made, with the concentration of the manufacturing activities at the company’s production sites in Germany. Ingot and cell production will be located in Arnstadt, in the region of Thuringia, while wafer and module manufacturing will be concentrated in Freiberg, Saxony.
The module factory in Freiberg will be halted or relocated this year. The company said it will continue to manufacture bifacial modules in the future, as part of its plan to focus on monocrystalline products.
“Focusing is the leverage for more radical cost reductions than were previously possible,” wrote Asbeck in the report. The company aims to reduce costs in almost all its divisions. The plan aims at expanding the most competitive production areas in order to achieve economies of scale more quickly, eliminate redundancies and simplify processes.
At the same time, SolarWorld said it will cut 400 full-time jobs over the next two years. Last year, the company’s workforce increased to 3,000.
“2017 will be a year of transition, said Asbeck, where we lay the foundation for future growth. Saving costs alone is not enough to prevail in such a competitive market.”
Asbeck added the company is investing a two-digit million euro amount in 2017 at its production sites in Germany and Hillsboro in the United States.
For the current fiscal year, the manufacturer expects an increase in shipments, while revenue is forecast to remain at about the previous year’s level. Furthermore, the company said it will improve its operating figures, although Ebit will still be negative. Operating results should be positive again in 2019, Asbeck stated. In 2019, SolarWorld also intends to increase its annual module production capacity to 2 GW.
A sword of Damocles, however, is hanging over SolarWorld: the Hemlock dispute. Last summer, a U.S. court ordered Solarword to pay damages of US$793 million to U.S. silicon manufacturer Hemlock. That sum is made up of $585 million in damages and $208 million in interest, due to breaches of contracts by SolarWorld’s subsidiary Deutsche Solar, which now operates under the name Solarworld Industries Sachsen, according to the U.S. silicon company.
The German company lodged an appeal against court judgment in August. At the time, Asbeck said he was confident that the U.S. silicon manufacturer would not receive recognition of any judgements in German courts.
SolarWorld board said the company’s overall economic position is “very difficult“. If the implemented strategic measures do not have a positive impact on its earning situation, the board stressed, delays or difficulties may not be excluded. “Ongoing negative operating cash flow would have further negative impact on the group’s liquidity position, limiting our ability to act,” said the company in the report.

Commercial production of REC TwinPeak 2 BLK2 Series begins

Commercial production of REC TwinPeak 2 BLK2 Series begins

Due to its split junction box design, the REC TwinPeak 2 BLK2 will be able to maintain the power output even in shaded conditions.

Norway’s vertically integrated solar energy company REC is set to grab the limelight with its first full-black multicrystalline panel of up to 285 Wp of output.
After rolling out the REC TwinPeak 2 Series in January 2017, the company decided to upgrade the 60-cell multicrystalline module’s aesthetics, assembling together a black frame and black backsheet that resulted in its full-black variant.
Just like its precursor, the new model also employs a number of efficiency-boosting cell and module technologies, including PERC cells from larger wafers, five busbar cell interconnection and split junction boxes.
“In addition to reaching power levels that were once unimaginable on this platform, REC can now produce black multicrystalline cells for a truly full-black multicrystalline panel, resulting in a product with high power output, renowned REC quality and optimized aesthetics,” says Cemil Seber, VP, global marketing and product management at REC.
REC says that its TwinPeak 2 BLK2 has a maximum system rating of 1,000V and is 100% free from potential induced degradation (PID), avoiding power losses even in the harshest conditions.
Available globally, REC TwinPeak 2 BLK2 will seek to assert its position in residential markets in the U.S. and European countries such as Belgium, Denmark, Germany, the Netherlands, and the U.K., where panel aesthetics is highly valued.
Due to its split junction box design, the REC TwinPeak 2 BLK2 will be able to maintain the power output even in shaded conditions.
Incorporating larger wafers makes it possible for the module of standard 60-cell configuration and dimensions to increase current production, while increased light capture is guaranteed by the PERC technology.
Internal resistance of the cells is managed by five busbars and additionally reduced by half-cut cell technology.
Earlier in March, REC announced that its global module shipment increased 9% year-on-year compared to 2015 exceeding 1.2 GW and with the new product in its assortment, the Norwegian solar manufacturer is positioned to further consolidate its sales.

India: Hindustan Cleanenergy commissions 50 MW solar plant in Punjab

India: Hindustan Cleanenergy commissions 50 MW solar plant in Punjab


Hindustan Cleanenergy has commissioned its second solar power plant of 50 MW capacity in the Indian state of Punjab at an investment of INR 325 crores ($48,85 million).
The project will see the company increase its cumulative solar capacity in Punjab to 80 MW, moving one step closer to its target in the next 18-24 months to commission incrementally 200 MW in this state, which stands out as one of the centers of India’s solar strength. 
“By comparing high-resolution solar resource data at various locations, we were able to identify, and secure investments in the most promising sites for solar photovoltaic power plants in Punjab,“ said Ratul Puri, chairman of Hindustan Power, adding that the company stands ready to go ahead with its plans to commission incrementally 200 MW in Punjab in the next 18 -24 months.
The project was awarded to the company by the Punjab Energy Development Agency and the power purchase agreement (PPA) was inked with Punjab State Power Corporation Limited, the local government’s electric power company.
The Indian state of Punjab is determined to up its solar ambitions as it has pledged to achieve complete energy sustainability.

Hevel producing heterojunction solar cells with Singulus technology

Hevel producing heterojunction solar cells with Singulus technology

Hevel says that the upgrade of its cell and module manufacturing facility in Novocheboksarsk began in November.

Singulus Technologies has successfully tested the new processing facilities for the production of high-performance modules at Russian firm, Hevel Solar. The German company delivered the machines from the type SILEX II to the PV manufacturer at the end of last year, Singulus said on Wednesday.
The new facilities allow Hevel to finally convert its production line from silicon thin-film to heterojunction modules. In addition to the SILEX II production systems for the wet-chemical processing of heterojunction solar cells, Singulus also delivered a range of chemical supply units and facility infrastructure for the production of heterojunction solar cells. This offers the Russian company a capacity in excess of 5,000 wafers per hour.
According to Singulus, the supplied SILEX II is a system that transports four carriers with solar cells in parallel and uses various processing baths with ozone-based cleaning steps, which have short process times, and a low usage of chemicals. Singulus says that this processing steps plays an important role in improving solar cell efficiency and reducing production costs.
In this context, in February Hevel Solar announced that it has reached 21.75% cell efficiency for its heterojunction solar cells. After the upgrade of its cell and module manufacturing facility in Novocheboksarsk in Russia, the company plans to produce 160 MW of solar modules annually.
Hevel says that the “main part” of the output from the HJT line will primarily be used for its own projects. The company claims that it has projects totalling 364 MW in the pipeline.
Author: Carl Johannes Muth

Trump executive order based on energy fantasies

Trump executive order based on energy fantasies


As an editor at pv magazine, I was tempted to fact-check the statements coming out from the Trump Administration during the signing of today’s executive order on energy. However, attempting to address individual falsehoods was like pushing sand uphill, given that the entire announcement was based upon a fantasy world. Sadly, many of these are being propagated to play on the desperate circumstances of workers who have been left behind in a changing energy sector.
Where to start?
First off, while Trump is telling coal miners that he will put an end to the war on coal, the mythology that he is lulling them with – that the death of their industry comes primarily from federal regulation – is not going to save their jobs.
According to an analysis by Bloomberg based on U.S. Department of Energy data, there were over 131,000 coal mining jobs in 1990, and less than 66,000 in 2015 – a fall of nearly half. Coal mining jobs fell below 100,000 in the 1990s, and during the first term of Barack Obama  coal mining jobs were actually growing.
This is compared to the over 260,000 jobs in the solar industry – jobs which Donald Trump did not address, and appears unconcerned with.
Furthermore, the president’s executive order will assist, not stop, the real thing that is destroying coal jobs – cheap natural gas. During the last 20 years the United States has built a massive fleet of gas-fired power plants, which have overtaken coal as the largest supplier of power as renewable energy grows to a mere 15% of U.S. electricity generation.
Trump’s lies regarding reviving coal mining jobs are so transparently false that even coal CEOs are publicly dismissing them, with Murray Energy CEO Robert Murray telling the Guardian that “he can’t brink them back.”
The coal executives aren’t the only ones throwing cold water on the Trumpian fantasies. Tom Sanzillo, director of finance for the Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), said the coal industry especially remains unlikely to recover, regardless of what the administration does.
“Market forces overwhelmingly favor natural gas-fired electricity generation and renewable energy, and the trend away from coal will continue,” Sanzillo said. “Coal is simply being outpaced. It is an industry in decline, and the fundamentals are inescapable.”nstitute for Energy Economics and Financial Analysis
IEEFA research indicates momentum is all but unstoppable in a global energy transition that has brought structural change to coal markets and that has driven U.S. consumption of coal down 27% since 2005, from 1.02 billion tons to 739 million tons in 2016, its lowest level in almost 40 years. The outlook for U.S. coal remains dim, and will continue to be shaped by five forces in particular in 2017:
  • Coal production declining by as much as 40 million tons.
  • Coal prices failing to increase enough to benefit shareholder or stimulate new investment.
  • Coal exports remaining weak.
  • Little or no gain from regulatory relief as capital continues its flight from coal.
  • Increasingly dim employment prospects.
“Our research finds no U.S. utility adding now or in the future to its coal-fired rate based. This trend will continue to cripple the coal industry and it will unfortunately bring further economic distress to communities that rely on coal mining,” Sanzillo said. “The new energy economy brings opportunity, however, and localities and regions that are in transition require and welcome forward-looking investment now.”
He said likewise the administration’s reversal of a moratorium on taxpayer-subsidizes federal leases to coal companies will not affect core trends.
“We see zero impact on employment,” Sanzillo said.
And while Interior Secretary Ryan Zinke dismissed the Obama Administration’s policies as “pixie dust”, the words “clean coal” are not magic words, and do not make technologies such as carbon capture and storage any closer to cost-effective commercialization.
Sanzillo noted the broad absence of demand on the part of utility companies and public service commissions for new coal-fired plants. And he said the coal industry’s gambit to promote “clean coal” technology is ultimately doomed by the reality that such schemes remain unproven and stand to remain economically unviable even if they ever to come to fruition.
All told, the executive order signed today will resume cut-rate federal leases of coal on public lands and bring the Clean Power Plan back to the drawing board. It will also end the use of the “social cost of carbon” metric by the U.S. Environmental Protection Agency – an agency which is now headed by a tool of the oil and gas industry.
It is difficult to know what else it will do, because while the Trump Administration is good at making up fantasies to dupe rural America, it is not good at posting documents to the White House website.
In the signing ceremony there was no mention of withdrawing the United States from the Paris Agreement, which shows that if the Trump Administration is not listening to basic science or the military, it is listening to its overlords in the oil companies. Exxon Mobil had sent a letter to the Trump Administration arguing that the United States should stay in the agreement, as to better influence it.
Blue states rebel
Even before the ink was dry on the document’s signature, pledges of resistance were being issued by leaders across the nation. A release by New York Governor Andrew Cuomo and California Governor Jerry Brown promises to exceed the targets of the Clean Power Plan, while blasting the Trump Administration for its criminal irresponsibility:
“Dismantling the Clean Power Plan and other critical climate programs is profoundly misguided and shockingly ignores basic science… Climate change is real and will not be wished away by rhetoric or denial.”
Not to be outdone, Senator Edward Markey condemned the executive order last night as a “declaration of war on climate action, public health and clean energy”
Governors Cuomo and Brown note that together their states represent 20% of the nation’s economic output and population, and and the governors promised to “continue to work closely together – and with other states – to help fill the void left by the federal government.”
Unclear impact for solar
However, for all the conflict it is unclear what impact, if any, these rules will have on renewable energy and solar in particular. Even where there are no renewable energy mandates, in many states solar is cheap enough now to benefit from a 1978 federal law requiring that utilities buy power from independent producers if it is below their projected cost of generation.
And in many parts of the nation solar is not only the least expensive form of new generation, but given its additional edge over fossil fuels in price stability, many corporations are taking to directly buying power from solar and wind installations.
As such, the Clean Power Plan was a trend-following, not trend-leading policy, and Bloomberg New Energy Finance has described the impact of the policy as potentially “minimal” for the solar industry.
Update: This article was updated at 4:36 pm EST on 3/28/17 to include comments from Tom Sanzillo, director of finance for the Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA).