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Timestamp: 2017-10-20 05:14:22+00:00

Document:
Photovoltaik Grosshandel: November 2015
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 zwei ausführende Hersteller
Durchführungsverordnung (EU) 2015/2018 der Kommission vom 11. November 2015 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 zwei ausführende Hersteller; ABl. L 295 vom 12.11.2015, S. 23.
Die EU-Kommission widerruft mit Wirkung vom 13.11.2015 die mit Durchführungsbeschluss 2013/707/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) bestätigte Annahme der Verpflichtung in Bezug auf
Chint Solar (Zhejiang) Co. Ltd mit seinen verbundenen Unternehmen in der Europäischen Union, für die gemeinsam der TARIC-Zusatzcode B810 gilt, und
Hangzhou Zhejiang University Sunny Energy Science and Technology Co. Ltd und Zhejiang Jinbest Energy Science and Technology Co. Ltd, für die gemeinsam der TARIC-Zusatzcode B825 gilt.
Der Widerruf wird mit Verletzungen der Verpflichtung durch die genannten ausführenden Hersteller begründet.
Folge des Widerrufs ist, dass für betroffene Waren dieser ausführenden Hersteller automatisch ab dem Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung (13.11.2015) 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 2014/657/EU (ABl. L 325 vom 5.12.2013, S. 214) erfolgte Annahme der Verpflichtung unberührt bleibt.
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EU-Zollkodex – Änderung des Umwandlungsverfahrens unter zollamtlicher Überwachung von Solarglas
Bonn (gtai) - Die Anwendung des Umwandlungsverfahrens unter zollamtlicher Überwachung von Solarglas, für das bei einer Anmeldung zur Überlassung zum zollrechtlich freien Verkehr eine Antidumping- bzw. Antisubventionsmaßnahme Anwendung findet, ist zukünftig nur dann möglich, wenn der Ausschuss für den Zollkodex die wirtschaftlichen Voraussetzungen gemäß Artikel 552 Absatz 2 der Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 (Zollkodex-DVO) geprüft hat und zu dem Schluss gelangt ist, dass diese Voraussetzungen erfüllt sind.
Solarglas kann im Umwandlungsverfahren unter zollamtlicher Überwachung in Solarpaneelen umgewandelt werden. Der Umwandlungsvorgang war bisher durch die laufende Nummer 11 des Anhangs 76 Teil A der Zollkodex-DVO abgedeckt (elektronische Bau- oder Bestandteile und jegliche Baugruppen oder Materialien, die in Waren der Informationstechnologie umgewandelt werden können). Anhang 76 Teil A listet die Fälle, in denen eine Umwandlung unter zollamtlicher Überwachung ohne eine Prüfung der in Artikel 133 Buchstabe e der Verordnung (EWG) Nr. 2913/92 (Zollkodex) genannten wirtschaftlichen Voraussetzungen möglich ist. Gemäß Artikel 552 der Zollkodex-DVO gelten die wirtschaftlichen Voraussetzungen in diesen Fällen als erfüllt.
Solarglas mit Ursprung in der Volksrepublik China, das zur Überführung in das Umwandlungsverfahren unter zollamtlicher Überwachung bestimmt ist, würde bei einer Anmeldung zur Überlassung zum zollrechtlich freien Verkehr einem endgültigen Antidumpingzoll (Durchführungsverordnung (EU) Nr. 470/2014 der Kommission (ABl. L 142 vom 14.5.2014, S. 1)) oder einem endgültigen Ausgleichszoll (Durchführungsverordnung (EU) Nr. 471/2014 der Kommission (ABl. L 142 vom 14.5.2014, S. 23)) unterliegen. Da durch die Umwandlung von Solarglas mit Ursprung in der Volksrepublik China im Umwandlungsverfahren unter zollamtlicher Überwachung wesentliche Interessen von Herstellern von Solarglas in der Union ernsthaft beeinträchtigt sein könnten, ist zukünftig eine Prüfung der wirtschaftlichen Voraussetzungen erforderlich.
Die Änderung tritt am 8.12.2015 in Kraft.
Durchführungsverordnung (EU) 2015/2064 der Kommission vom 17. November 2015 zur Änderung der Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission mit Durchführungsvorschriften zu der Verordnung (EWG) Nr. 2913/92 des Rates zur Festlegung des Zollkodex der Gemeinschaften betreffend zur Überführung in das Umwandlungsverfahren unter zollamtlicher Überwachung bestimmtes Solarglas; ABl. L 301 vom 18.11.2015, S. 12.
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TTIP - EU legt USA Vorschlag zum Investitionsschutz vor
Bonn (gtai) - Nach umfassender Kritik an den sog. „privaten Schiedsgerichten“ hat die EU den USA am 12.11.15 ihren Vorschlag für einen reformierten Ansatz im Investitionsschutz vorgelegt. Vorgesehen ist ein Investitionsgerichtsystem mit klaren Regeln für unparteiische Richter in einem transparenten und neutralen Prozess, eine Berufungsinstanz und eine Bewahrung des „right to regulate“ der einzelnen Staaten. Das System soll die in der Öffentlichkeit stark kritisierte Investor-Staat-Streitschlichtung (ISDS) in TTIP und allen weiteren Handels und Investitionsverhandlungen ersetzen.
United States | Brussels, 12 November 2015
The European Commission has today finalised its new and reformed approach on investment protection and investment dispute resolution for the Transatlantic Trade and Investment Partnership (TTIP). This follows another round of extensive consultations with the Council and the European Parliament. The proposal for the Investment Court System has been formally transmitted to the United States and has been made public .
The final text includes all the key elements of the Commission's proposal of 16 September , which aims at safeguarding the right to regulate and create a court-like system with an appeal mechanism based on clearly defined rules, with qualified judges and transparent proceedings. The proposal also includes additional improvements on access to the new system by small and medium sized companies.
“Today marks the end of a long internal process in the EU to develop a modern approach on investment protection and dispute resolution for TTIP and beyond,” said Trade Commissioner Cecilia Malmström. “This is the result of far-reaching consultations and debates with Member States, the European Parliament, stakeholders and citizens. This approach will allow the EU to take a global role on the path of reform, to create an international court based on public trust.”
Since the publication of the Commission's initial proposal, the text was circulated extensively for consultation to ensure broad endorsement of its main innovative elements, notably amongst co-legislators: EU Member States and the European Parliament.
These elements refer in particular to the strengthening of the right to regulate through a new article, the establishment of a new system for resolving disputes – ‘the Investment Court System’ –, and the creation of an appeal mechanism to correct errors and ensure consistency.
One of the changes made to the 16 September proposal is an additional improvement for small and medium-sized enterprises that would benefit from faster proceedings and would enjoy privileged treatment in comparison with large multinational companies.
The EU will now resume negotiations with the US on the subject of investment protection and resolution of investment disputes, and the Investment Court System. Negotiations in this area have been on hold since March 2014, when the European Commission launched a public consultation on ISDS in the TTIP.
In parallel to the EU-US negotiations, the European Commission will start work, together with other countries, on setting up a permanent International Investment Court. The Commission is also currently exchanging views with several international organisations in this field. The objective is to, over time, replace all investment dispute resolution mechanisms in EU agreements, in EU Member States’ agreements with third countries, and trade in investment treaties concluded between non-EU countries, with the International Investment Court. This would lead to the full replacement of the "old ISDS” mechanism with a modern, efficient, transparent and impartial system for international investment dispute resolution.
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Graue Module: Die neue Dimension in Organischer Photovoltaik für Gebäude
27. November 2015 | von: Merck/Belectric OPV (Darmstadt / Nürnberg, 26.11.2015) Merck, ein führendes Wissenschafts- und Technologieunternehmen, gab heute bekannt, dass halbtransparente, graue organische Photovoltaik (OPV)-Module jetzt am Markt erhältlich sind. Diese neuen Module, die in erfolgreicher Kooperation mit dem Unternehmen Belectric OPV entwickelt worden sind, wurden vor Kurzem auf der Adaptive Architectures and Smart Materials-Konferenz in Chicago der Öffentlichkeit vorgestellt. Das Schaustück, bei dem graue Freiformmodule verwendet wurden, besteht aus mehreren laminierten Glasscheiben, die an Stahlseilen befestigt eine Art leichtgewichtige Vorhangfassade erzeugen. Davon abgeleitet ergeben sich –unter Beibehaltung von Transparenz und Funktion – unzählige Möglichkeiten zur Gestaltung moderner architektonischer Akzente.
Die Module enthalten die neue lisicon-Formulierung von Merck, die in den Belectric OPV-Modulen eine Stromleistung von mehr als 50 W/m² ermöglicht – bei nach wie vor vorhandener Halbtransparenz. Sie wurden für hohen Durchsatz optimiert, werden in Serie gefertigt und sind bereit für die kommerzielle Nutzung. Merck und Belectric OPV haben vor kurzem anregende blaue OPV-Komponenten vorgestellt, die bereits beim deutschen Pavillon auf der EXPO 2015 in Mailand und im Gebäude des Hauptsitzes des Sicherheitsrats der Afrikanischen Union (African Union Security and Peace Council) in Addis Abeba eingesetzt wurden.
Die OPV-Technologie bringt viele Vorteile, insbesondere für die gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV). So zeigen OPV-Module unter diffusen Lichtbedingungen und bei hohen Temperaturen, wie sie insbesondere an Fassaden vorherrschen, nicht den üblichen Leistungsabfall von traditioneller anorganischer Photovoltaik. Darüber hinaus sind Eigenschaften wie Halbtransparenz und anpassbare Farben sowie die Gestaltungsfreiheit sehr attraktiv und stellen oft die entscheidenden Merkmale im Zusammenhang mit BIPV-Anwendungen dar.
Brian Daniels, Leiter der Geschäftseinheit Advanced Technologies bei Merck, sagte: "Viele Architekten haben uns erklärt, dass graue Farbe den Einsatz von Organischer Photovoltaik im Gebäudedesign erheblich steigern wird. Nach den guten Erfahrungen mit den Installationen auf der Expo in Mailand haben wir die Entwicklung einer solchen Lösung für den Markt mit aller Entschlossenheit vorangetrieben. Die Tatsache, dass wir gemeinsam mit unserem Partner Belectric OPV in einer solch kurzen Zeit nicht nur die gewünschte Farbe, sondern auch einen höheren Leistungsgrad erzielt haben, verdeutlicht eindrucksvoll die positive Dynamik, die wir derzeit in der OPV-Branche sehen". Ralph Pätzold, CEO von Belectric OPV, fügte hinzu: "Das neue Grau ist der Schlüssel für die breitere Akzeptanz von OPV. Wir sind sehr stolz darauf, dass wir – in gemeinsamer Anstrengung mit Merck – dieses neue Material innerhalb kürzester Zeit zur Produktionsreife bringen konnten. Nun können all unsere Partner in den verschiedenen Baustoffsegmenten unmittelbar von dem neuen Farbton profitieren".
In der EU machen Gebäude 40 % des Energieverbrauchs und 36 % der CO2-Emissionen aus. Deshalb hat sich die EU zum Ziel gesetzt, dass bis 2021 alle neu errichteten Gebäude einen gegen Null gehenden Energieverbrauch aufweisen müssen (Niedrigstenergiegebäude, engl. nearly zero-energy buildings (NZEB)). Damit die rechtlich verbindlichen Ziele für Niedrigstenergiegebäude erreicht werden können, müssen zwangsläufig aktive Gebäudehüllen zum Einsatz kommen, da passive Materialien an ihre Grenzen stoßen. Graue OPV-basierte aktive Gebäudeelemente stellen einen entscheidenden Schritt nach vorne dar, da sie den Aspekt der Energieerzeugung und die ästhetischen Ansprüche von Architekten miteinander in Einklang bringen.
Über Merck:
Merck ist ein führendes Wissenschafts- und Technologieunternehmen in den Bereichen Healthcare, Life Science und Performance Materials. Rund 40.000 Mitarbeiter arbeiten weltweit daran, Technologien weiterzuentwickeln, die das Leben bereichern – von biopharmazeutischen Therapien zur Behandlung von Krebs oder Multipler Sklerose über wegweisende Systeme für die wissenschaftliche Forschung und Produktion bis hin zu Flüssigkristallen für Smartphones oder LCD-Fernseher. 2014 erwirtschaftete Merck in 66 Ländern einen Umsatz von 11,3 Milliarden €. Gegründet 1668 ist Merck das älteste pharmazeutisch-chemische Unternehmen der Welt. Die Gründerfamilie ist bis heute Mehrheitseigentümerin des börsennotierten Konzerns. Merck mit Sitz in Darmstadt, Deutschland, besitzt die globalen Rechte am Namen und der Marke Merck. Einzige Ausnahmen sind die USA und Kanada, wo das Unternehmen als EMD Serono, MilliporeSigma und EMD Performance Materials auftritt.
Read more: http://www.pv-magazine.de/index.php?id=130&tx_ttnews%5Btt_news%5D=21242&noMobile=1&cHash=2b9c1f5ac5fd9680b94a458dd3a34f98#ixzz3syCU8WaO
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27. November 2015 |By: Edgar Meza
Researchers from Stanford University have layed out exactly how the planet could forego fossil fuel and nuclear power and adopt renewable energy across the board.
The Stanford study's interactive maps outline how each of the 139 countries analyzed can achieve 100% renewable energy by 2050.
Researchers analyzed energy roadmaps for 139 countries and calculated how much energy they would need to meet demand for household electricity, industry, agriculture, transportation, heating and cooling. They examined the best renewable energy sources for the different countries and which ones made the most economic sense for each nation. According to their findings, solar, wind and hydro power could cover most of the energy demand in each country. Geothermal energy would also benefit a number of countries, including Iceland.
Speaking to innovation news website Co.Exist, Atmosphere/Energy Program director Mark Z. Jacobson said, "These are basically plans showing it's technically and economically feasible to change the energy infrastructure of all of these different countries."
Jacobson rejected claims that adopting renewable energy to such a wide extent would be too expensive and unreliable. “What this shows is that all these claims are mythical."
Presenting a timeline for full adoption of renewables, the study says countries would stop building new coal, natural gas, biomass or nuclear plants by 2020; new home appliances like stoves and heaters would be electric, not gas. By 2025, new cargo ships, trains, and buses would be electrified, followed by cars and trucks by 2030. The transition would be complete by 2050.
Jacobson stressed the renewable energy was already cheap and costs continue to decline, noting that wind was currently the cheapest power in the U.S. at just 3.5 cents a kilowatt-hour, not including subsidies, compared to 6 to 8 cents for natural gas.
Adoption of a global green energy infrastructure would also provide power to four billion people who currently do not have access to reliable energy or to any kind of power. The energy independence of countries would also eliminate a major cause of global conflict. Decentralizing power would also reduce the danger posed by terrorism and lower the risk of outages by storms.
As for the added benefits to health and climate, the study estimates that widespread use renewables would save 4 to 7 million lives a year of people who would have died from air pollution. Those deaths would normally cost the world around 3% of the global GDP, it adds. Green energy sources would lead to a stabilization of energy prices, since renewables are not dependent on a commodity fuel, and the creation of some 20 million more jobs than those lost in the fossil fuel sector.
Read more: http://www.pv-magazine.com/news/details/beitrag/the-world-could-be-100-renewable-by-2050_100022167/#ixzz3syCEgX7A
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Varta senkt Preise für Speichersysteme
Installateure können die Photovoltaik-Speichersysteme von Varta künftig direkt beim Hersteller einkaufen.
27. November 2015 | Speicher und Netze, Topnews
Der deutsche Hersteller von Photovoltaik-Speichersystemen verringert ab Dezember die Preise für seine Batterie "Varta element". Außerdem können künftig neben dem Großhandel auch Installateure direkt bei Varta einkaufen.
Im September hat Varta mit der Auslieferung seines Einstiegsspeichers namens „Varta element“ begonnen. Jetzt senkt das Unternehmen angesichts der noch nicht abschließend geklärten Zukunft der Speicherförderung die unverbindlichen Preisempfehlungen: Ab dem 1. Dezember 2015 ist das Modell „Varta element 3“ mit 3,2 Kilowattstunden für 4995 Euro netto erhältlich (bislang 6300 Euro), das Modell „Varta element 6“ mit 6,4 Kilowattstunden für 6995 Euro netto (bislang 7840 Euro).
Wie das Unternehmen weiter mitteilt, reagiert Varta zudem mit einem neuen Vertriebskonzept auf die sich verändernden Rahmenbedingungen im Markt. Erstmals können demnach auch Installateure direkt bei Varta Storage kaufen, nicht nur der Großhandel. Varta Storage hat seinen Sitz im bayerischen Nördlingen und ist auf Lithium-Ionen-Energiespeicher spezialisiert. (Petra Hannen)
Read more: http://www.pv-magazine.de/nachrichten/details/#ixzz3syBxXycl
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Ab 2016 sollen Photovoltaik-Speicher mit einem neuen Programm gefördert werden.
Foto: Bosch Power Tec
27. November 2015 | Speicher und Netze, Politik und Gesellschaft, Topnews
Die Förderung von Photovoltaik-Speichern war bei der Beratung des Etats des Wirtschafts- und Energieministeriums am Donnerstag im Bundestag zwar nur ein Randaspekt. Immerhin wurde deutlich: Für die Förderung wird es voraussichtlich ab 2016 ein neues Programm geben. Details sind allerdings noch unbekannt.
Ausgaben von 7,622 Milliarden Euro umfasst der Etat des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie im kommenden Jahr. Bei der Debatte über die Etatansätze am Donnerstag im Bundestag blieb daher für das Thema Photovoltaik-Speicherförderung nur wenig Zeit. Den Ausführungen von Thomas Jurk (SPD), der dem Haushaltsausschuss angehört, ließ sich jedoch entnehmen, dass die Förderung über das Jahresende 2015 hinaus fortgesetzt wird.
„Über das Auslaufen des erfolgreichen Batteriespeicherprogramms für Photovoltaikanlagen gab es einige Diskussionen“, sagte Jurk. Schließlich sei das Programm bis zum 31. Dezember 2015 befristet, und laut Evaluierung seien die ursprünglichen Ziele des Programms erreicht. Deutschland stehe vor Änderungen im Strommarktdesign mit einem stärkeren Augenmerk auf verschiedenen Flexibilisierungsoptionen. Das spreche dafür, dass das Programm wie geplant auslaufe. „Es gibt aber auch andere Argumente“, erläuterte Jurk: „Erstens industriepolitisch. Es handelt sich bei der PV-Branche um eine Branche, die sich gerade wieder erholt. Da sind Marktanreize wichtig. Zweitens energiepolitisch. Im neuen Strommarkt brauchen wir einen fairen Wettbewerb aller Flexibilisierungsoptionen. Das schließt aber eine gezielte systemdienliche Förderung von Batteriespeichern nicht aus. Sie muss jedoch der Systemintegration der erneuerbaren Energien dienen.“ Vor diesem Hintergrund, so Jurk weiter, habe er mit dem Wirtschaftsministerium über eine mögliche Förderung von Batteriespeichern intensiv diskutiert. „Als Ergebnis wird es voraussichtlich ein neues, an die derzeitigen Anforderungen für den Strommarkt angepasstes Programm geben.“ Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) bestätigte diese Ausage später in der Debatte.
Die Grünen-Abgeordneten Anja Hajduk, Mitglied im Haushaltsausschuss, und Julia Verlinden, Sprecherin für Energiepolitik, werteten diese Entwicklung als Überraschung. Schließlich habe Gabriel noch am 12. November 2015 im Haushaltsausschuss die Entscheidung zum Auslaufen des Programms bekräftigt. Bis jetzt bleibe allerdings weiterhin unklar, in welcher Form, mit welchem Volumen und über wie viele Jahre das Programm weitergeführt werde. Dabei sei Planungssicherheit für die Branche extrem wichtig.
Solar- und Speicherwirtschaft begrüßen jedenfalls die Entscheidung, die Förderung solarer Batteriespeicher über das Jahresende hinaus zu verlängern. Eine parteiübergreifende Parlamentarier-Initiative im Deutschen Bundestag hatte einer Mitteilung des Bundesverbandes Solarwirtschaft zufolge maßgeblich zu dieser Entscheidung beigetragen. Auch Gutachter der Regierung hatten sich zuvor für eine Verlängerung der über die KfW gewährten Förderung ausgesprochen. Der BSW-Solar appelliert an das Wirtschaftsministerium, dabei eine gute Balance zwischen der erforderlichen Anreizwirkung und den notwendigen technischen Anforderungen für die Systemdienlichkeit von Speichern zu finden. (Petra Hannen)
Read more: http://www.pv-magazine.de/nachrichten/details/#ixzz3syBkmz5b
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Was für die Kombination von Photovoltaik und KWK nötig ist
Die Stadtwerke Schwäbisch Hall berücksichtigen beim KWK-Betrieb die Strompreise. Das hilft der Netzintegration der Photovoltaik.
Foto: Wikimedia Commons/Roman Eisele
27. November 2015 | Topnews, Märkte und Trends
KWK kann helfen, die Fluktuationen von Wind- und Solarstromanlagen auszugleichen. Doch dafür müssen bestimmte Bedingungen erfüllt sein. Für die Serie Wege in die neue Energiewelt hat pv magazine die Stadtwerke Schwäbisch Hall dazu befragt.
Eines der Themen, die bei der Diskussion der Herausforderungen der Energiewelt gerne angesprochen wird, ist die Flexibilisierung der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Diese Kraftwerke produzieren im einfachsten Fall immer dann Strom, wenn im angeschlossenen Fernwärmenetz Wärme benötigt wird. Die Idee ist einfach: Würde man sie dann anschalten, wenn im Stromnetz Energie benötigt wird, würden sie die Netze stabilisieren und zum Beispiel dann einspeisen, wenn ein Wolkenfeld die Solarleistung über größeren Regionen reduziert. „stromgeführt“ im Gegensatz zu „wärmegeführt“ nennen das die Experten.
„Ein bestimmter Anteil von Kraft-Wärme-Kopplung am Strommix ist kein Wert an sich“, erklärte im April Patrick Graichen, Direktor von Agora Energiewende. „Die KWK muss vielmehr unter dem Leitbild Klimaschutz und Flexibilität ihre Rolle in der Energiewende neu definieren“. Er forderte, dass der KWK-Strom nicht mehr vergütet werden solle, wenn die Strompreise an der Strombörse negativ sind. Immerhin gelte eine ähnliche Regelung von 2016 an auch für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen.
pv magazine hat sich für die Serie Wege in die neue Energiewelt dazu umgehört. Stromgeführt versus wärmegeführt - ganz so schwarz weiß ist die Welt nicht, erklärt Arne Jan Hinz von den Stadtwerken Schwäbisch Hall. Die Stadtwerke haben viel in KWK investiert und Hinz legt fest, wann sie ein- und ausgeschaltet werden. „Bei uns laufen die KWK-Anlagen nicht nur wärmegeführt“, sagt er. Wir orientieren uns auch an den Strompreisen. Wenn mittags Solaranlagen kräftig einspeisen und der Börsenstrompreis niedrig ist, lässt er Blockheizkraftwerke abschalten. Eigentlich, so Hinz, passen in Schwäbisch Hall Photovoltaik und KWK gut zusammen. Die KWK würde oft in den frühen Morgenstunden und am Abend drei bis vier Stunden lang betrieben.
Das lohne sich aber nur bei den größeren Anlagen, etwa ab zwei Megawatt elektrischer Leistung. In der Tat ließen manche Betreiber gerade kleinere Anlagen einfach durchlaufen, weil die Anreize zur Flexibilisierung nicht groß genug seien, sprich die Differenz zwischen minimalen und maximalen Börsenstrompreisen. „Daher wäre eine Flexibilitätsprämie sinnvoll“, sagt Hinz.
Entscheidend ist die Auslegung
Es hängt auch von der Auslegung ab, ob man eine KWK-Anlage stärker nach den Bedürfnissen des Strommarktes fahren kann oder nicht. Oft seien die Anlagen so ausgelegt, dass sie viele Betriebsstunden, in der Regel 4.000 bis 6.000 Stunden im Jahr. laufen müssen, um den ausreichend Wärme zu produzieren. Um sie zu bestimmten Zeiten abschalten zu können, muss man sie größer auslegen, damit sie in den kürzeren Betriebszeiten gleichviel Wärme erzeugen. „Meine Vision ist, eine vierfach größere Auslegung, dafür laufen die KWK dann nur noch 1000 bis 1500 Stunden im Jahr“, sagt Hinz.
Eine ähnliche Arithmetik gilt für die Wärmespeicher. Je mehr man die KWK am Strommarkt orientieren will, umso mehr Wärmeenergie muss gespeichert werden. Am Ende ist es also die Frage, wie viel Einnahmen man durch eine Flexibilisierung erwirtschaften kann um die Mehrkosten für Leistung und Wärmespeicher decken zu können. In Schwäbisch Hall sind die Speicher ausgelegt, um sechs bis acht Stunden Vollastbetreib zu speichern. Das ist schon doppelt so lang wie früher. Die Stadtwerke gehen davon aus, dass sich das rechnet.
Ein anderer Ansatz ist indessen, worüber die Stadtwerke Wolhagen nachdenken. Sie stellen sich die Frage, ob ein BHKW nicht dazu dienen kann, die Dunkelflauten der heimischen Solar- und Winkraftanlagen auszugleichen. Das spart Netzanschlussleistung, was direkt die Wirtschaftlichkeit erhöht. (Michael Fuhs)
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Hendricks plädiert für schnelleren Kohle-Ausstieg
Bundesumweltministerin Hendricks strebt einen nationalen Kohle-Konsens an.
Foto: BSW-Solar/Langrock
26. November 2015 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Mit einem nationalen Kohle-Konsens will Barbara Hendricks (SPD) innerhalb von 20 bis 25 Jahren einen Ausstieg aus der Kohleverstromung in Deutschland erreichen. Das sagte die Bundesumweltministerin in Berlin.
Wenige Tage vor der Weltklimakonferenz in Paris hat Bundesumweltministerin Barbara Hendricks (SPD) einen Fahrplan für den Kohle-Ausstieg skizziert: Deutschland könne innerhalb von 20 bis 25 Jahren schrittweise die Kohleverstromung einstellen und gleichzeitig in den Braunkohle-Revieren den Strukturwandel organisieren. Das sagte Hendricks Berichten unterschiedlicher Medien zufolge im Rahmen einer Pressekonferenz am Dienstagabend in Berlin. Zu diesem Ziel könne ein nationaler Kohle-Konsens führen, an dem auch Unternehmen und Belegschaftsvertreter der Branche beteiligt werden müssten. Geht es nach dem Willen der Ministerin, sollen die Diskussionen unmittelbar nach der Pariser Klimakonferenz beginnen und möglichst noch vor der Bundestagswahl 2017 abgeschlossen sein.
In einem Interview mit der Frankfurter Rundschau (Donnerstagausgabe) bezeichnete Energieexpertin Claudia Kemfert vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) den von der Bundesregierung erwogenen Kohleausstieg als überfällig. Der ohnehin viel zu hohe Kohle-Anteil im deutschen Stromsystem treibe die CO2-Emissionen nach oben und führe außerdem wegen eines Überschusses beim Stromangebot zu Marktverzerrungen. Um den Kohleausstieg zu organisieren, sieht Kemfert unterschiedliche Möglichkeiten. Demnach kann man diesen entweder gemeinsam mit der Stromwirtschaft planen, indem man ähnlich wie beim Atomausstieg feste Kontingente vereinbart. Oder man wendet Klimaschutzinstrumente an, etwa höhere Preise für den CO2-Ausstoß. Eine andere Option wäre es laut Kemfert, Ausstoß-Grenzwerte für Kraftwerke festzulegen, wie in den USA oder in England. Deutschland steht mit seinen Ausstiegsplänen nach Meinung der Expertin nicht allein da. Auch international werde die Energieversorgung auf Basis von Kohle immer mehr zum Auslaufmodell. (Petra Hannen)
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EEG-Reform: Gemeinsame Ausschreibungen für PV-Dachanlagen und Solarparks geplant
Große Photovoltaik-Dachanlagen mit mehr als einem Megawatt Leistung sollen sich künftig ebenfalls an Ausschreibungen beteiligen.
Foto: Wirsol AG
26. November 2015 | Märkte und Trends, Politik und Gesellschaft, Topnews
Das Bundeswirtschaftsministerium hat ein neues Eckpunktepapier für die EEG-Reform 2016 veröffentlicht, das pv magazine vorliegt. Die Bagatellgrenze von einem Megawatt steht weiter, doch künftig sollen Dachanlagen ohne Eigenverbrauch mit Freiflächenanlagen in direkte Konkurrenz treten.
In Richtung „Marktnähe und Wettbewerb“ will die Bundesregierung das Erneuerbare-Energien-Gesetz vorantreiben – so steht es in einem Eckpunktepapier des Bundeswirtschaftsministeriums, das pv magazine vorliegt. Geplant ist demnach eine umfassende Neuregelung der Förderung für die Photovoltaik und andere erneuerbare Energien: In vielen Fällen sollen Ausschreibungen die festen Fördersätze ablösen.
Nach dem neuen Eckpunktepapier soll es auch weiterhin die bereits zuvor formulierte Bagatellgrenze von einem Megawatt bei den Ausschreibungen für Photovoltaik-Anlagen geben. Das Ausschreibungsdesign für Photovoltaik orientiert sich demnach „sehr eng an dem Design der Pilot-Ausschreibung, wie sie seit Anfang 2015 für Freiflächenanlagen durchgeführt wird.“ Geplant seien künftig Ausschreibungen für alle Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung über einem Megawatt – Freiflächenanlagen, Photovoltaik-Anlagen auf Gebäuden und Anlagen auf sonstigen baulichen Anlagen wie zum Beispiel Deponien. Neu ist, dass es gemeinsame Ausschreibungen für Photovoltaik-Dachanlagen und Freiflächenanlagen geben soll. Dafür wird das Kontigent auf 500 Megawatt im Jahr erhöht. Der Ausschluss von Eigenverbrauchsanlagen bei den Ausschreibungen soll aber weiterhin gelten.
Bei Freiflächenanlagen sieht das Papier keine Änderung der Flächenkulisse der Pilot-Ausschreibung vor. Teilnehmen können demnach weiterhin PV-Anlagen auf Seitenrandstreifen (110 Meter entlang Autobahnen und Schienenwegen), auf Konversionsflächen, auf versiegelten Flächen, auf höchstens zehn Ackerflächen pro Jahr in benachteiligten Gebieten und auf Flächen der Bundesanstalt für Immobilienaufgaben (BimA). Zudem bleibt es bei der Maximalgröße von zehn Megawatt pro Anlage. Es gebe auch die Überlegungen, die "alte Flächenkulisse wieder zugänglich zu machen", sagt Volker Hoppenbrock vom Bundeswirtschaftsministerium auf der Eröffnung des 16. Forum Solarpraxis in Berlin am Donnerstag. Künftig sollen damit auch wieder Gewerbeflächen und bauliche Anlagen bei Ausschreibungen zulässig sein.
Wie aus dem Eckpunktepapier hervorgeht, sind künftig – wie schon bisher bei den Freiflächenanlagen in der Pilot-Ausschreibung – drei Ausschreibungen pro Jahr geplant, allerdings ab 2018 zu leicht geänderten Gebotsterminen (1. Februar, 1. Juni und 1. Oktober). Das Ausschreibungsdesign soll unverändert bleiben. Allerdings: „Im Lichte der Erfahrungen mit der Pilot-Ausschreibung wird schließlich die Erstsicherheit geringfügig erhöht.“
Das Ausschreibungsvolumen für große Photovoltaik-Anlagen soll dem Papier zufolge künftig bei jährlich 500 Megawatt liegen. Damit werde das Volumen im Vergleich zur Pilot-Ausschreibung für Freiflächenanlagen um 100 Megawatt erhöht. Dies sei durch die Erweiterung der Ausschreibung auf Photovoltaik-Anlagen auf baulichen Anlagen wie Deponien sowie auf große Dachanlagen begründet.
Bei dem so genannten „atmenden Deckel“ für Photovoltaik-Dachanlagen mit weniger als einem Megawatt Leistung sieht das Eckpunktepapier auch eine Änderung vor: Dieser Deckel soll künftig schneller auf Änderungen des Marktes reagieren. „Daher wird der Betrachtungszeitraum von bisher zwölf auf sechs Monate verkürzt. Liegt der Zubau unterhalb von 2000 Megawatt, sinkt die Degression schneller.“ Volker Hoppenbrock erklärte auf dem Forum Solarpraxis zusätzlich, dass auch die Strafzahlungen für den Fall von nicht-realisierten Anlagen so ausgestaltet werden sollen, um wieder näher an den eigentlichen Photovoltaik-Zubaukorridor der Bundesregierung zu kommen. Deren Ziel ist ein Zubau von 2400 bis 2600 Megawatt Photovoltaik-Leistung im Jahr, was sowohl 2014 und 2015 nicht erreicht wird.
Photovoltaik und Windenergie sind, so das Eckpunktepapier, „die Volumensträger der Energiewende. Durch die Ausschreibung dieser drei Technologien werden ab 2017 rund 80 Prozent der jährlich durch den Zubau von neuen Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugten Strommenge ausgeschrieben.“ Für Anlagen mit maximal einem Megawatt Leistung werde die Förderhöhe gesetzlich bestimmt. Übergangsweise sollen zudem Windenergieanlagen an Land, die bis Ende 2016 immissionsschutzrechtlich genehmigt und bis Ende 2018 in Betrieb genommen werden, sowie Windenergieanlagen auf See, die bis Ende 2016 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Anschlusskapazität erhalten haben und bis Ende 2020 in Betrieb genommen werden, von Ausschreibungen ausgenommen sein.
Eine weitere Besonderheit stellt dem Papier zufolge die Biomasse dar: „Die Marktanalyse hat ergeben, dass eine Ausschreibung allein für neue Anlagen wegen der begrenzten Potenziale und der Kostenstruktur nicht sinnvoll ist.“ Anders sei die Lage bei den Bestandsanlagen, deren Förderung ab 2020 schrittweise auslaufe: „Ausschreibungen für eine Anschlussförderung könnten bewirken, dass die kostengünstigsten und effizientesten Bestandsanlagen weiterbetrieben sowie flexibilisiert und modernisiert werden.“ Wie dies kostengünstig erreicht werden könne, werde derzeit geprüft. (Petra Hannen/Sandra Enkhardt)
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Photovoltaik-Speicherförderung könnte nun doch weitergehen
26. November 2015 | Speicher und Netze, Topnews
Das Bundeswirtschaftsministerium will die derzeit noch laufende KfW-Förderung für Photovoltaik-Speichersysteme nicht über das Jahresende verlängern. Über den Haushaltsausschuss könnte es nun aber doch zu einer Neuauflage der Förderung ab dem kommenden Jahr kommen.
Es könnte nun doch auch 2016 eine Förderung für Photovoltaik-Speichersysteme geben. Es werde derzeit über eine Fortsetzung über drei Jahre mit leicht erhöhten technischen Anforderungen diskutiert, sagte Volker Hoppenbrock zur Eröffnung des 16. Forums Solarpraxis am Donnerstag in Berlin. Der Haushaltsausschuss berate derzeit darüber. Weitere Details und einen genauen Zeitplan wollte er aber nicht nennen.
Das Bundeswirtschaftsministerium hatte zuvor erklärt, die bis zum Jahresende laufende KfW-Speicherförderung nicht zu verlängern. Nach seiner Auffassung sind alle mit dem Programm verbundenen Ziele bereits erreicht. Zuvor hatten die wissenschaftlichen Berater der Regierung von der RWTH Aachen der Bundesregierung eine Fortsetzung des Programms unter erhöhten technischen Anforderungen empfohlen. Nun kann es sein, dass dies ab dem kommenden Jahr doch noch umgesetzt wird, auch gegen den Willen des Bundeswirtschaftsministeriums. (Sandra Enkhardt)
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Atomausstieg: AKW-Betreiber sehen Staat in den Pflicht
Die Energieversorger wollen den deutschen Staat an den Kosten des Atomausstiegs beteiligen.
Foto: Wikimedia/Rainer Lippert
Für den Abriss der Atomkraftwerke und die Endlagerung des Atommülls sind die verantwortlichen Energieversorger bereit zu zahlen. Alle weiteren Kosten soll jedoch der Staat übernehmen.
Mitte Oktober hat die Bundesregierung eine „Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs“ (KFK) eingesetzt. Im Rahmen einer öffentlichen Anhörung im Bundeswirtschaftsministerium haben sich Vertreter von EON, RWE, ENBW und Vattenfall am Mittwoch zum Thema geäußert. Während die Bundesregierung von dem Grundsatz ausgeht, dass die Kosten für die Stilllegung und den Rückbau der Atomkraftwerke sowie die Zwischen- und Endlagerung der radioaktiven Abfälle von den Verursachern getragen werden, haben die Unternehmen andere Vorstellungen: Einer Meldung der Nachrichtenagentur AFP zufolge forderten die Betreiber der deutschen Kernkraftwerke im Rahmen der Anhörung eine Vergemeinschaftung der Verantwortung für den Atomausstieg zwischen Unternehmen und Staat. Hierfür sei aus Sicht des stellvertretenden RWE-Vorsitzenden Rolf Martin Schmitz eine aus Unternehmensanteilen und Sachwerten finanzierte Stiftung eine geeignete Lösung. Für diese Stiftung solle der Bund die Bürgschaft übernehmen und so sicherstellen, dass den Versorgern durch politische Entscheidungen keine Zusatzkosten beim Rückbau der Kraftwerke sowie der Lagerung des radioaktiven Mülls entstünden.
Schmitz begründete seinen Vorschlag laut AFP damit, dass die Unternehmen sich seit Beginn der Kernenergienutzung in Deutschland gesetzlich dazu verpflichtet hätten, den Betrieb und auch den Rückbau der Anlagen sowie die Entsorgungskosten zu übernehmen. Zugleich habe die Verantwortung für den Bau geeigneter Zwischen- und Endlagerungsstätten von Anfang an beim Bund gelegen. RWE, Eon, EnBW und Vattenfall würden ihrer Verpflichtung nachkommen und hätten bereits mit Stilllegung und Abbau von Reaktoren begonnen. Hingegen bestehe bis heute keine Klarheit über mögliche Endlagerstandorte, was wiederum die Zwischenlagerungskosten unkalkulierbar mache.
Eon-Finanzvorstand Michael Sen sagte laut AFP vor der Kommission, unerwartet eintretende politische Faktoren wie das Standortauswahlgesetz erschwerten den Konzernen eine zuverlässige Kostenplanung erheblich. Die aktuellen Finanzreserven der Konzerne zur Finanzierung des Ausstiegs in Höhe von gut 38 Milliarden Euro seien jedoch gesichert und für die Verpflichtungen der Versorger ausreichend. Die Betreiber forderten vor der Kommission einen Bürokratieabbau bei den Genehmigungsprozessen für Endlager sowie mehr Personal beim zuständigen Bundesamt für Strahlenschutz. Bei Ausschöpfung aller Optimierungsmöglichkeiten, so Sen, sei eine Senkung der Atomausstiegskosten unter 30 Milliarden Euro vorstellbar. (Petra Hannen)
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Ausschreibungen für Photovoltaik-Anlagen im Ausland sollen getestet werden.
26. November 2015 | Topnews, Politik und Gesellschaft
Die EU-Beihilferechtlinien sehen vor, dass Förderung von erneuerbaren Energien auch für ausländische Bieter verfügbar gemacht wird. Volker Hoppenbrock vom Bundeswirtschafts-ministerium kündigte nun auf dem 16. Forum Solarpraxis vor mehr als 700 Teilnehmern an, dass es derzeit Planungen für eine neue Pilotausschreibung für Photovoltaik-Freiflächenanlagen gebe, um dies zu testen. Derzeit liefen Verhandlungen mit möglichen Partnerländern. Hoppenbrock nannte konkret Dänemark und Luxemburg. Voraussetzung sei der Abschluss eines völkerrechtlichen Vertrags zwischen beiden Ländern. Aber es müsse auch einen physikalischen Austausch geben.
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Der CDU-Politiker engagierte sich bereits 2013 für die Einführung der derzeit geltenden Speicherförderung.
Foto: Frank Luger
26. November 2015 | Politik und Gesellschaft, Topnews, Speicher und Netze
Der CDU-Politiker war vor zwei Jahren maßgeblich daran beteiligt, dass die KfW-Speicherförderung für kleine Photovoltaik-Anlagen überhaupt aufgelegt worden ist. Nun begrüßt er die Fortführung.
Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) hat nach Aussagen von CDU-Politiker Thomas Bareiß am Donnerstag die Fortführung der Batteriespeicherförderung angekündigt. "Die Fortführung der Förderung der Batteriespeicher ist ein wichtiger Schritt zur besseren Integration der erneuerbaren Energien. Die Batteriespeicher in Verbindung mit Photovoltaikanlagen haben seit 2013 durch das Förderprogramm des Bundes eine kleine Erfolgsgeschichte geschrieben. Diesen er folgreichen Weg gehen wir nun für die Batteriespeicher weiter", erklärte der Energiebeauftragte der CDU/CSU-Fraktion im Deutschen Bundestag, Thomas Bareiß.
"Damit halten wir die Innovationskraft und Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Speicherhersteller sowie deren Wertschöpfung im Land, wodurch auch die Verbraucher profitieren. Energiespeicher helfen dabei, die Energiewende vor Ort greifbar zu machen, die Stromnetze zu entlasten, Regelleistung bereitzustellen und können damit zur Systemstabilität beitragen", so Bareiß weiter.
Eine offizielle Ankündigung des Bundeswirtschaftsministeriums war zunächst nicht zu finden. Auf dem 16. Forum Solarpraxis in Berlin hatte aber Volker Hoppenbrock vom Bundeswirtschaftsministerium am Donnerstagvormittag bestätigt, dass derzeit der Haushaltsausschuss über die Fortsetzung berate. Detail und Zeitplan konnte er noch nicht nennen. Hoppenbrock sagte aber, dass das Programm voraussichtlich unter erhöhten technischen Voraussetzungen fortgeführt werde. (Sandra Enkhardt)
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Geschrieben von: Michael Kammler in Energie, Umwelt 26. November 2015 um 15:56 0
Aktuellen Zahlen zufolge ist der Norden Deutschlands auf dem richtigen Weg und könnte sogar im Hinblick auf die Nutzung erneuerbarer Energien eine Schlüsselrolle einnehmen. Zum ersten Mal ist Atomkraft in Schleswig-Holstein nicht mehr die wichtigste Stromquelle. An deren Stelle treten nun erneuerbare Energien, auch die Nutzung fossiler Energieträger erfährt einen kontinuierlichen Rückgang.
Foto: Wind power, Håkan Dahlström, Flickr CC BY-SA 2.0
Erneuerbare Energien nehmen weiter zu
Während in Deutschland weiterhin ein Umschwung spürbar ist und neben der Reduzierung der Kohlekraftwerke auch immer mehr Atom-Meiler abgestellt werden, setzt Ägypten beispielsweise in Zukunft wieder vermehrt auf Atomkraft, statt auf Sonnenenergie. Gleich vier neue Kernkraftwerke sollen in den nächsten Jahren errichtet werden. So kann man es natürlich auch machen. Deutschland wählt langfristig gesehen allerdings vielleicht den sichereren Weg. Im letzten Jahr wurden im nordöstlichsten Bundesland 12,4 Millionen Megawattstunden Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt. Das ist ein Plus von 16 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Damit erobern die „Erneuerbaren“ zum ersten Mal das Siegertreppchen. Einer heute veröffentlichten Statistik vom Statistikamt Nord zufolge, gehen 43,3 Prozent von der Gesamtproduktion des Stroms auf das Konto der erneuerbaren Energien. Mit knapp 11,5 Millionen Megawattstunden rangiert die Atomenergie nur noch auf Platz 2 und erreicht 40,2 Prozent. Weit abgeschlagen sind die fossilen Energieträger (Stinker) mit einem Anteil von 15,4 Prozent. Biogas konnte ebenfalls einen Zuwachs von 4,1 Prozent verzeichnen. Unter der Gesamtrechnung kommt schließlich eine Summe von 28,7 Millionen Megawattstunden Strom, die 2014 allein in Schleswig-Holstein produziert wurden, zusammen. Ein Mehr von 4,8 Prozent im Vergleich zum Vorjahr.
2015 soll der Strom-Anteil aus erneuerbaren Energien bereits 100 Prozent betragen
Ziemlich spannend werden auch die Zahlen aus diesem Jahr. Energieminister Robert Habeck ist recht zuversichtlich und betonte jüngst, dass in diesem Jahr noch einmal ein ansehnlicher Zubau erneuerbarer Energiequellen erfolgte. Rein rechnerisch betrachtet könnte Schleswig-Holsteins Bruttostromverbrauch schon 2015 voraussichtlich zu mehr als 100 Prozent mit Strom aus erneuerbaren Energien gedeckt werden. Das Vorreiterland möchte an dem grünen Vorhaben weiter festhalten und bis 2025 bereits 300 Prozent des rechnerischen Stromverbrauchs aus erneuerbaren Energien decken.
Der wichtigste Träger der erneuerbaren Energien war mit Abstand die Windkraft, die ein Plus von 22 Prozent verzeichnete. Das sind stolze 8,2 Millionen Megawattstunden Strom. Windkraftanlagen, die sich in Schleswig-Holstein noch im Genehmigungsverfahren befinden, allerdings wohl schon kurz vor der Inbetriebnahme stehen, sollen noch bis zum Jahresende mit einer Nennleistung von 7800 Megawatt installiert werden.
Neben der Installation effizienter Anlagen, wird nach wie vor auch Hände-ringend nach Möglichkeiten gesucht die immensen Strommassen vor allem in günstigen Produktionszeiten zwischenspeichern zu können um bei Engpässen unkompliziert und schnell auf die Reserven zurückgreifen und vor allem das Stromnetz stabilisieren zu können. Unternehmen wie Hydrostor arbeiten dafür bereits an geeigneten Lösungen, die jedoch vorrangig in Küstennähe zum Einsatz kommen dürften.
Motor bei Yingli stottert weiter
Yinglis Modulprodukton ist nicht voll ausgelastet.
Foto: Yingli Green Energy Holding Company Ltd
25. November 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Der chinesische Photovoltaik-Hersteller konnte seine Bruttomarge nach vorläufigen Zahlen im dritten Quartal steigern. Allerdings ist die Produktion bei Yingli weiter nicht ausgelastet und das Unternehmen verliert weiter an Boden gegenüber der heimischen Konkurrenz
Die Yingli Green Energy Holding Company Limited erwartet für das dritte Quartal 2015 einen Umsatz zwischen 340 und 350 Millionen US-Dollar. Dies liege im Rahmen der Erwartungen des Vorstands, teilte der chinesische Photovoltaik-Hersteller auf Basis der vorläufigen Zahlen am Mittwoch mit. Die Bruttomarge werde dabei gegenüber dem zweiten Quartal leicht steigen und voraussichtlich acht bis neun Prozent erreichen. Dieser Anstieg resultiere aus höheren Durchschnittsverkaufspreisen bei gleichzeitig sinkenden Kosten bei Solarmodulen. Der Absatz im dritten Quartal werde bei 450 bis 460 Megawatt liegen und damit deutlich unter der eigenen Prognose, die bei 550 bis 580 Megawatt lag. Ursache dafür sei die geringere Auslastung der eigenen Produktion gewesen. Diese belaste das Ergebnis zudem. Für das dritte Quartal geht Yingli von nicht-zahlungswirksamen Wertminderungen in Höhe von mehr als 580 Millionen US-Dollar aus. Am 2. Dezember plant der chinesische Hersteller seine vollständigen Zahlen für das dritte Quartal zu veröffentlichen.
Yingli steckt seit einigen Monaten in der Krise und musste seine Prognose für das laufende Geschäftsjahr bereits zuvor senken. Mitte Mai verkündete das Unternehmen, kurzfristige Schulden und Verbindlichkeiten in Höhe von 1,6 Milliarden US-Dollar zu haben. Danach kamen bereits Insolvenzgerüchte auf, die der chinesische Hersteller aber stets zurückwies. Einen Teil seiner Schulden konnte Yingli mittlerweile begleichen. Gegenüber den heimischen Konkurrenten wie Trina Solar, Jinko Solar oder Canadian Solar hat das Unternehmen mittlerweile deutlich an Boden verloren. Diese verkündeten kürzlich jeweils Rekordabsätze für das dritte Quartal. (Sandra Enkhardt)
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LG Chem liefert Batteriesysteme für Großspeicher von Steag
Steag plant nun sechs Großspeicher mit jeweils 15 Megawatt Leistung nahe seiner Kraftwerke zu bauen.
25. November 2015 | Speicher und Netze, Topnews
100 Millionen Euro will der deutsche Energieversorger in den Bau der sechs Lithium-Ionen-Großspeicher investieren. LG Chem liefert die Speichersysteme für das 90-Megawatt-Projekt.
LG Chem hat in dieser Woche verkündet, dass es die Batterien für die geplanten Großspeicher von Steag liefern wird. Dafür werde der koreanische Batteriehersteller für das Projekt mit Nidec ASI, einem Spezialisten für Elektromotoren und Generatoren zusammenarbeiten. Mit der Lieferung an Steag intensiviere LG Chem sein Geschäft in Europa. Gerade Deutschland sei dabei ein interessanter Markt mit einem hohen Potenzial für Speicherlösungen, hieß es weiter.
Anfang des Monats kündigte Steag an, 100 Millionen Euro in den Bau der sechs Großbatteriesysteme mit 90 Megawatt Gesamtleistung investieren zu wollen. Im Zeitraum von Mitte 2016 bis Anfang 2017 sollen an sechs deutschen Kraftwerksstandorten der Steag in Herne, Lünen und Duisburg-Walsum (alle in Nordrhein-Westfalen) sowie in Bexbach, Fenne und Weiher (alle im Saarland) die Batteriesysteme auf Lithium-Ionen-Basis mit jeweils 15 Megawatt in Betrieb genommen werden. Indem vorhandene Standorte ausgewählt worden, könnten Synergien bei der Infrastruktur genutzt und die Investitionskosten gering gehalten werden. Die Großbatterien sollten für die Erbringung von Primärregelleistung eingesetzt werden, hieß es weiter. Sie würden unabhängig von den Steag-Kraftwerken betrieben und könnten vollautomatisch binnen Sekunden bei einem Überangebot an Energie das Stromnetz entlasten oder wenn nötig umgekehrt Energie einspeisen. (Sandra Enkhardt)
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Speichersysteme für Photovoltaik-Dachanlagen haben disruptives Potenzial
Speichersysteme sind reif für den Massenmarkt.
Spätestens ab 2018 ist nach einer Analyse der Pöyry Management Consulting mit einem massiven Anstieg der Installation von Batteriespeichern im Zusammenhang mit Photovoltaik-Dachanlagen zu rechnen. Energieunternehmen sollte sich auf diese Entwicklung einstellen.
Die Preise für Photovoltaik-Speichersysteme sind rapide gesunken und fallen weiter. Daher werde spätestens ab 2018 die Zahl der installierten Batteriespeicher in Kombination mit Photovoltaik-Dachanlagen enorm steigen, so eine Analyse der Pöyry Management Consulting. „Batteriespeicher sind technisch und ökonomisch reif für den Massenmarkt“, sagt Vice President Roland Lorenz. Es würden immer mehr Bestandsanlagen mit Speichersystemen nachgerüstet, aber auch neu direkt im Gesamtpaket mit Photovoltaik-Anlagen angeboten.
Die Auswirkungen dieser Entwicklung für die Energie-Unternehmen könnten nach Ansicht von Lorenz enorm sein: „Falls die Eigentümer der heute bereits bestehenden 900.000 Photovoltaik-Dachanlagen mit unter zehn Kilowatt Leistung einen Speicher einbauen, werden rund 3,3 Terrawattstunden weniger Strom aus dem Netz bezogen.“ Dies entspreche etwa 2,5 Prozent des Gesamtstrombezugs der Privatkunden in Deutschland und mache ein großes Kohlekraftwerk überflüssig. Die Stromerlöse der Energie-Unternehmen könnten damit um jährlich 900 Millionen Euro geringer ausfallen. Allerdings müssten die privaten Verbraucher für die Installation der Speichersysteme rund 7,2 Milliarden Euro aufwenden. Auch wenn diese Kosten weitaus höher sind als die eines modernen Kraftwerkes, rechne sich das Modell trotzdem, weil dadurch Netzentgelte und EEG-Zahlungen vermieden würden, heißt es bei Pöyry Management Consulting weiter.
„Unsere Berechnungen zeigen, dass Batteriespeicher in Kombination mit Photovoltaik-Anlagen ein erhebliches disruptives Potenzial besitzen“, sagt Lorenz. Entscheidend sei dabei, wie schnell sich die Kostendegression von Batteriespeichern weiter vollziehe. Auch die künftige Entwicklung von Netzentgelten und EEG-Umlage sei dabei wichtig. Insgesamt biete der Markt für Unternehmen viel Potenzial, das Energie-Unternehmen nutzen sollten. „Sie benötigen für dieses neue Geschäftsmodell aber eine klare Strategie und umfassendes Know-how. Ansonsten schnappen ihnen Dritte den größten Teil des Kuchens weg“, so Lorenz. (Sandra Enkhardt)
Read more: http://www.pv-magazine.de/nachrichten/details/#ixzz3sbP1Ii30
Per Stromrechner kann ermittelt werden, wie groß der Speicher optimal sein sollte.
Foto: HYCUBE Technologies
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25. November 2015 | Margarete von Oppen, Rechtssozietät Geiser & von Oppen
Foto: Geiser & von Oppen
Der Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetzes) und seine Interpretation haben bei Betreibern von Mieterstrommodellen für Beunruhigung gesorgt. Danach soll § 19 EEG um einen Abs. 1a ergänzt werden, so dass es dort künftig heißt:
„(1) Betreiber von Anlagen, in denen ausschließlich erneuerbare Energien oder Grubengas eingesetzt werden, haben für den in dieser Anlage erzeugten Strom gegen den Netzbetreiber einen Anspruch
1. auf die Marktprämie nach § 34, wenn sie den Strom direkt vermarkten und dem Netzbetreiber das Recht überlassen, diesen Strom als „Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas“ zu kennzeichnen (geförderte Direktvermarktung) oder
2. auf eine Einspeisevergütung nach § 37 oder § 38, wenn sie den Strom dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen und soweit dies abweichend von § 2 Abs. 2 ausnahmsweise zugelassen ist.
(1a) Wenn und soweit Anlagenbetreiber den Anspruch nach Absatz 1 geltend machen, darf für den Strom, der durch ein Netz durchgeleitet wird, keine Steuerbegünstigung nach § 9 Absatz 1 Nummer 1 oder Nummer 3 des Stromsteuergesetzes in Anspruch genommen werden. Satz 1 ist in Fällen der kaufmännisch-bilanziellen Weitergabe nach § 11 Absatz 2 entsprechend anzuwenden.“
Sinngemäß zieht nun folgende Aussage ihre Runden durch die Branche: Es sei geplant sowohl in § 19 EEG als auch in den einschlägigen Regelungen über die Stromsteuerbefreiung (§ 9 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 3 StromStG) Regelungen einzuführen, die eine gleichzeitige Inanspruchnahme der Stromsteuerbefreiung für Strom aus Anlagen, die nach dem EEG gefördert werden, ausschließen. Sollten diese Regelungen in Kraft treten stünden Vermarktungsmodelle auf dem Spiel, die sowohl die Voraussetzungen der Steuerbefreiung als auch der EEG-Förderung in Anspruch nehmen. Adressiert sind mit dieser Aussage vor allem Mieterstrommodelle.
Das was gesagt wird, ist zumindest sehr missverständlich. Richtig ist in Übereinstimmung mit dem ziemlich klaren Wortlaut der der beabsichtigten Neuregelung folgendes: Die Steuerbegünstigungen nach dem Stromsteuergesetz sollen nach dem EEG nur entfallen, wenn für die betreffenden „Strommengen“ und nicht für die „Anlage“ eine Förderung nach dem EEG eine Förderung beansprucht wird, also ein Anspruch auf Marktprämie oder Einspeisevergütung. Zudem muss es sich um Strommengen handeln, die durch ein Netz durchgeleitet werden. Netz in diesem Sinne, ist nach dem EEG das Netz für die allgemeine Versorgung (§ 5 Nr. 26 EEG), in der Regel also das öffentliche Netz. Mieterstrommodelle leben aber davon, dass der an die Mieter verkaufte Strom gerade nicht durch ein Netz in diesem Sinne geleitet wird. Auch wird für den an die Mieter verkauften Strom gerade keine Förderung nach dem EEG in Anspruch genommen.
Aber selbst wenn Mieterstrommodelle betroffen sind, die noch unter Geltung der vergüteten Eigenversorgung realisiert wurden, ergeben sich keine Probleme des Bestands- und Vertrauensschutzes nicht stellen. Denn auch diese Modelle kommen in aller Regel ohne Nutzung des öffentlichen Netzes aus. Soweit des weiteren Anlagen, die teilweise der Direktbelieferung von Mietern dienen, Überschussstrom in das Netz einspeisen, wollen sie in den bisher praktisch relevanten Fällen nur die Förderung nach dem EEG in Anspruch nehmen. Den danach strommengenbezogenen und nicht anlagenbezogenen Regelungsansatz bestätigt auch die Begründung des Gesetzesentwurfs: Dort heißt es ausdrücklich:
„Die Regelung ist strommengen- und nicht anlagenbezogen. Sie gilt nicht generell für bestimmte Anlagen, sondern nur für die durch ein Netz durchgeleiteten Strommengen, für die eine finanzielle Förderung nach dem EEG 2014 in Anspruch genommen wird“
Also: Kein Grund zur Sorge. Die Neuregelung betrifft nur den praktisch bisher seltenen Fall, dass jemand Strom über das öffentliche Netz an einen Letztverbraucher, zum Beispiel ein Industrieunternehmen, zu Zwecken der Marktprämie liefert und dafür die Stromsteuerbefreiung in Anspruch nehmen will.
Die Autorin Margarete von Oppen ist spezialisiert auf Rechtsfragen im Bereich erneuerbare Energien. Sie ist seit 2001 Partnerin der Rechtssozietät Geiser & von Oppen in Berlin. Margarete von Oppen wird am Freitag (27.11.) den Workshop: Energieversorgung in der neuen Energiewelt anhand von Fallbeispielen auf dem 16. Forum Solarpraxis moderieren. Im Vordergrund steht dabei, wie Unternehmen auf die rechtlichen Unzulänglichkeiten des Energiemarkts reagieren. Mehr dazu
Read more: http://www.pv-magazine.de/meinung/blogdetails/#ixzz3sbONwLvB
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25. November 2015 | Applications & Installations, Global PV markets, Industry & Suppliers, Markets & Trends, Top News | By: Ian Clover
KMPG's report analyzes the forecasted levelized cost of solar in Ireland, and suggests that grid parity could be reached by 2030.
Conducted by British analyst firm KPMG, the report, titled A Brighter Future: The Potential Benefits of Solar PV in Ireland, examined the economic benefits of adding solar capacity in Ireland, the necessary support mechanisms required and the impacts on Ireland’s environmental and energy infrastructure.
It concluded that the rapid cost reduction of solar seen globally since 2008 can now deliver large-scale solar in Ireland at a cost of €150/MWh, and if just €670 million in investment in the sector was forthcoming between 2017 and 2030, the solar industry of Ireland could support around €2 billion of Gross Added Value.
KPMG forecasts that such investment could underpin the creation of 7,300 jobs per year over that same period, and would see the industry grow to become one of Ireland’s key economic performers over the next decade, stressing: "solar could provide an effective technology for multinational companies with an Irish presence seeking to source 100% of their electricity from renewable sources".
In terms of energy security and meeting Ireland’s environmental targets, solar PV can also play a pivotal role, finds the report, reducing the Emerald Isle’s dependence on imported fuels and, interestingly, "helping to diversify the energy system risks posed by high levels of wind generation".
Ireland has set a renewable energy target of 40% by 2020 – a target referred to in the report as one of the most “stretching” in the world. Solar’s growing affordability and scalability makes it an obvious avenue for government to explore as it seeks to cut its greenhouse gas emissions, adds the report.
The distributed nature of solar PV will also empower Irish citizens and communities to take control of their own energy production and increase consumers’ awareness of the benefits of solar, this helping to kick-start a scenario that will ultimately lead to grid parity and, thus, even wider deployment.
To aid further adoption, the ISEA suggests the introduction of a solar feed-in tariff (FIT) in 2017, degressing to €0.06/kWh after five years, and to €0.02/kWh by 2030. Should such a scheme be introduced in 2016 or 2017, then the figure of 3.7 GW of cumulative PV capacity could become a reality by 2030.
"We estimate that the total policy support necessary to develop a thriving Irish solar sector will be €670 million over the 2017-2030 period, equivalent to a 1% increase in domestic retail electricity prices,” said the report.
By 2030, KPMG calculates that solar could be cost-competitive with conventional energy, starting in 2017 with a base level price of €13 cents/kWh.
"Overall, under the scenarios we have modeled, for each €1 of policy support, a solar industry in Ireland will deliver €3 of Gross Added Value to the economy over the 2017-2030 period," the report concluded.
Ireland's current solar capacity is rather miniscule, with a recent 800-panel, €330,000 installation by Tipperary County Council across nine of its buildings thought to be the largest installation in the country. A spokesperson at the ISEA told pv magazine that there are no official government figures on the total amount of solar capacity installed in Ireland thus far, due largely to the low base of installations and the dominance of wind power in the renewable energy landscape.
Bloomberg New Energy Finance (BNEF) solar analyst Nico Tyabji also told pv magazine that Ireland's cumulative installed solar PV capacity is "approximately 0 MW", which highlights the scale of opportunity that exists in the country - an opportunity that British developer Lightsource is targeting having announced in the summer it is eyeing a €500 million investment in Ireland's solar market.
Read more: http://www.pv-magazine.com/news/details/beitrag/irelands-solar-landscape-could-reach-37-gw-by-2030--says-report_100022139/#ixzz3sbOD2Hqp
Eingestellt von New Energy Light Solutions Photovoltaik um 13:59 Links zu diesem Post
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References: § 19
 § 34
 § 37
 § 38
 § 2
 § 9
 § 11
 § 19