Der schwedische Solarhersteller Midsummer hat sich für den Bau einer 200-MW-Dünnschichtanlage entschieden Herstellung von Solarzellen Werk in der Stadt Flen in Mittelschweden.  Das Unternehmen wird die Anlage im September dieses Jahres übernehmen und erwartet, die Produktion im Jahr 2026 aufzunehmen, bevor sie 2028 die volle Kapazität erreicht. Interessant ist, dass diese neue Fabrik Dünnschichten aus Kupfer-Indium-Gallium-Selenid (CIGS) produzieren wird Solarzellen. Das Werk wird sich auf leichte und umweltverträgliche Solarmodule für gewerbliche und industrielle Anwendungen sowie auf Dächer konzentrieren, die das Gewicht herkömmlicher Solarmodule nicht tragen können Solarmodule aus kristallinem Silizium. Das Projekt ist neben dem Modulhersteller Meyer Burger und dem norwegischen Solarunternehmen NorSun eines von drei PV-Produktionsprojekten, die im vergangenen Jahr durch den EU-Innovationsfonds der Europäischen Kommission finanziert wurden. Midsummer sicherte sich die Finanzierung einer CIGS-Dünnschicht-Solarzellenfabrik in Höhe von 32 Millionen Euro (34,3 Millionen US-Dollar). Eric Jaremalm, CEO von Midsummer, sagte: „Wir hatten in Schweden eine Reihe von Standorten zur Auswahl, aber Flen erfüllte alle unsere Anforderungen, wie etwa eine geeignete Anlage, eine zuverlässige Stromversorgung und eine lokale Infrastruktur, die für diese Art der Produktion geeignet ist.“ Anfang des Jahres wurde Jaremalm zum CEO des Unternehmens ernannt, um sein jährliches Produktionskapazitätsziel von 250 MW zu beschleunigen und eine zweite Fabrik in Italien zu bauen.

Der Solarindustrie befindet sich in einem dramatischen Wandel und geht schnell von der PERC-Technologie (Passivated Emitter and Rear Contact) zur TOPCon-Technologie (Tunnel Oxide Passivated Contact) über.  Die Vorteile von TOPCon liegen klar auf der Hand: höhere Effizienz, höher Energieerzeugung und deutlich niedrigere Stromgestehungskosten (LCOE) durch geringere Land-, Tracker- und Arbeitskosten. TOPCon Die Technologie verbessert den Passivierungspfad und minimiert die Rekombination (oder den Verlust) von Elektronen, wodurch die Energieumwandlung verbessert wird. Dieser Fortschritt ermöglicht eine immer höhere Effizienz und die Möglichkeit, mehr Komponenten an Land zu installieren, das nur begrenzten Platz bietet. TOPCon weist außerdem einen bifazialen Stromerzeugungskoeffizienten von 80 % im Vergleich zu 70 % bei PERC auf, wodurch die auf der Rückseite des Moduls erzeugte Strommenge im Vergleich zur Vorderseite erhöht wird. Schließlich hat TOPCon einen besseren Temperaturkoeffizienten als PERC, was zu einer höheren Stromerzeugung unter heißen Bedingungen führt. Insgesamt hat TOPCon je nach Standort einen Vorsprung von 1–2 % bei der Stromerzeugung, was großen Solarparks jährliche Einnahmen in Millionenhöhe bescheren kann. Derzeit ist TOPCon kostengünstiger als andere n-Typ-Technologien. Im Gegensatz dazu bietet das TOPCon-Ökosystem ein breiteres Spektrum an Ausrüstungsoptionen und Technologiepfaden, was die Umstellung von Produktionslinien von PERC einfacher und kompatibler macht und nur wenig zusätzliche Ausrüstung und Platzbedarf erfordert. Es gelten die Gewährleistungsbestimmungen von TOPCon und PERC haben ähnliche jährliche Zerfallsraten von etwa 0,4 %. Allerdings weist TOPCon im ersten Jahr eine geringere Zerfallsrate von 1 % auf, verglichen mit 2 % bei PERC. Der Übergang zu TOPCon geht so schnell, dass PERC in ein paar Jahren der Vergangenheit angehören wird. Den neuesten Marktinformationen der Clean Energy Association (CEA) zufolge wird TOPCon bis Ende dieses Jahres voraussichtlich die Hälfte der weltweiten Produktionskapazität ausmachen, und die PERC-Kapazität wird unter 25 % sinken und im Jahr 2028 vollständig auslaufen Der US-Markt bleibt möglicherweise etwas hinter dem begrenzten inländischen Angebot zurück, TOPCon gewinnt weltweit an Bedeutung und die Hersteller steigern ihre Produktion, um der steigenden Nachfrage gerecht zu werden. Da sich die Technologie rasant weiterentwickelt, entwickelt sich auch die Lernkurve rasant weiter. Jede neue Produktionslinie weist eine höhere Fehlerquote auf. Außerdem kann es bei Lieferanten zu Verzögerungen bei der Verbesserung von Prozessen kommen und sie können versprochene Effizienz- und Zuverlässigkeitsziele nicht erreichen. Die weltweite Verbreitung von PERC hat dazu geführt, dass risikoscheue Endgeräteentwickler TOPCon für eine Weile meiden, bis mehr Daten verfügbar sind. Ebenso könnten einige Finanziers vorsichtig darauf warten, wie TOPCon zustande kommt. Dennoch können sie es nicht auf unbestimmte Zeit hinauszögern, da der Übergang bereits in vollem Gange ist. Die Einführung von TOPCon fügt der Lieferkette und dem EPC eine Variable hinzu und macht sie kurzfristig komplexer. Kunden möchten wissen, wie sie in den nächsten Jahren langfristige Lieferverträge abschließen können. Der Preis bleibt ein Schlüsselfaktor bei Komponentenbeschaffungsstrategien. Da PERC-Komponenten auslaufen, senken die Hersteller die Preise, um Platz für TOPCon zu schaffen. Allerdings sind die PERC-Preise in den Vereinigten Staaten nicht so niedrig wie in anderen Regionen, und die jüngste Ausschreibung ergab einen TOPCon-Preis von 0,03 US-Dollar pro Watt. Entwickler müssen sorgfältig entscheiden, ob es sich lohnt, ein paar Cent einzusparen und auf die Stromerzeugung zu verzichten, und dabei die langfristige Rentabilität und die von TOPCon angebotene erweiterte Garantie zu berücksichtigen. Während TOPCon in fast allen Fällen sehr nahe daran ist, einen Nutzen zu erzielen, ist es noch nicht ganz so weit. Entwickler müssen projektbezogen bewerten, ob die Verwendung von TOPCon oder PERC kosteneffektiv ist. Darüber hinaus sind die Zuverlässigkeit und Qualität der Komponenten von entscheidender Bedeutung. Daher werden Qualifizierungstests durch Dritte empfohlen, um Leistungsansprüche anhand von Echtzeitdaten und tatsächlichen Produktionsstatistiken zu überprüfen. Bei CEA raten wir Entwicklern davon ab, Produkte zu kaufen, ohne die Qualifikationsprüfung und -verifizierung durch Dritte durchlaufen zu haben. Um sicherzustellen, dass die TOPCon-Komponenten die Leistungs- und Zuverlässigkeitsanforderungen des Herstellers erfüllen, werden externe Audits, Produktionsüberwachung und Stichprobenprüfungen durchgeführt, zusammen mit beschleunigten Tests in Klimakammern, die einen jahrzehntelangen Feldeinsatz simulieren. Kunden, die mehrjährige Lieferverträge in Betracht ziehen, sollten Lieferanten den Vorzug geben, die über das Kapital und die Flexibilität verfügen, die TOPCon-Produktion nach Bedarf zu steigern, sowie über jahrelange Erfahrung und F&E-Fähigkeiten. Darüber hinaus verfügen Lieferanten mit PERC- und TOPCon-Produktionslinien über eine größere Flexibilität bei ihren Einkaufsstrategien. Darüber hinaus müssen Entwickler Wert auf Qualität und Zuverlässigkeit legen, da einige Hersteller möglicherweise Abstriche machen, um die Nachfrage schnell zu befriedigen. Die Wahl der Vertragslaufzeit ist völlig kundenindividuell und hängt von seinen individuellen Bedürfnissen, seiner Risikobereitschaft und seinem Finanzier ab. Einige Kunden kaufen nur bei Tier-1-Lieferanten ein, weil sie zuversichtlich sind, schneller auf neue Technologien umsteigen zu können, und bereit sind, für diese Sicherheit einen Aufpreis zu zahlen. Es gibt jedoch auch andere, die möglicherweise bereit sind, mit Tier-2-Herstellern zusammenzuarbeiten, um Preisnachlässe und möglicherweise Zugang zum inländischen Inhalt des Inflation Reduction Act (IRA) zu erhalten. Nur die großen Akteure der zweiten Reihe, die sich durch die Minderung von Lieferkettenrisiken durch UFLPA differenzieren und einen Mehrwert nachweisen können, werden konkurrenzfähig sein, bevor die großen Player wieder zu dominieren beginnen. Durch die Priorisierung starker Qualitätssicherungsprogramme, Zuverlässigkeit und Flexibilität bei Beschaffungsstrategien können Solarentwickler mit Zuversicht von PERC auf TOPCon umsteigen.

Die australische Regierung wird ein 6GW auf den Markt bringen erneuerbare Energie nächsten Monat eine Ausschreibung im Rahmen seines erweiterten Capacity Investment Plan (CIS) durchführen. Es wird die größte Einzelausschreibung für erneuerbare Energien in der Geschichte des Landes sein.  Die Ausschreibung, die Ende Mai stattfinden wird, umfasst rund 2,2 GW an dedizierter Kapazität für Projekte in New South Wales im Rahmen des Reliable Renewable Energy Plan. Südaustralien wird außerdem eine Kapazität von mindestens 300 MW garantieren. Die albanische Regierung kündigte im November 2023 den Ausbau des CIS an, mit dem Ziel, 32 GW erneuerbare Energien zu gewährleisten Energieerzeugung und -speicherung Kapazität. In dieser jüngsten Ankündigung sagte das Büro des Ministers für Klimawandel und Energie Chris Bowen, dass die albanische Regierung und die Regierung von New South Wales zusammenarbeiten würden, um den „Fahrplan für GUS- und NSW-Staaten zu einem einzigen konsolidierten Ausschreibungsprozess“ voranzutreiben. In der Erklärung heißt es außerdem, dass es eine Ausschreibung für eine Kapazität von 500 MW für Projekte in Westaustralien geben werde, die voraussichtlich „Mitte des Jahres“ eröffnet werde, vorbehaltlich der Verhandlungen und der endgültigen Einigung. Die erste CIS-Auktion in Victoria und Südaustralien wurde im Dezember letzten Jahres eröffnet und zielte auf eine zuschaltbare Erzeugungs- und Speicherkapazität für erneuerbare Energien von bis zu 600 MW/2.400 MWh ab. Eine technische Aufschlüsselung der in der Ausschreibung verfügbaren Kapazität wurde nicht bekannt gegeben, außer dass es sich um „variable Projekte für erneuerbare Energien“ – hauptsächlich Solar- und Windenergie – „für den Einsatz im National Electricity Market (NEM)“ handelte. Bowen sagte: „Der Regen kommt nicht immer so häufig, aber wir haben immer Zugang zu Wasser, weil wir es für Notfälle speichern – und das Gleiche gilt für unseren Energieplan mit zuverlässiger erneuerbarer Energie.“ ” „Unser Plan ist es, dem Markt die Sicherheit und das Vertrauen zu geben, die er braucht, gerade in einer Zeit, in der wir Energie brauchen.“ Australiens großer Solarmarkt geriet letztes Jahr ins Stocken. Daten des Clean Energy Council (CEC) zeigen, dass in den ersten neun Monaten des Jahres 2023 nur sechs neue Großprojekte den Finanzierungsabschluss erreichten. PV Tech Power analysierte die Situation in seinem Bericht für das vierte Quartal 2023 . Zusätzlich zur Unterstützung des Einsatzes kündigte die Regierung Anfang dieses Monats einen Plan zur Unterstützung der inländischen Produktion von Solarenergie und sauberer Energie an – was der australische Premierminister als „eine neue Wettbewerbsarena in den internationalen Beziehungen“ bezeichnete.

Die US-Regierung wird Zuschüsse in Höhe von 7 Milliarden US-Dollar ankündigen Solarprojekte für Privathaushalte Das wird mehr als 900.000 Haushalte in Gemeinden mit niedrigem und mittlerem Einkommen in den Vereinigten Staaten mit Strom versorgen.  Präsident Joe Biden gab die Ankündigung am 22. April bekannt, um den Tag der Erde 2024 zu feiern. Das Weiße Haus sagte, Biden werde Zuschüsse in Höhe von 7 Milliarden US-Dollar im Rahmen des Zuschusswettbewerbs „Solar for All“ der Environmental Protection Agency bekannt geben, einer Schlüsselkomponente des 27 Milliarden US-Dollar schweren Treibhausgas-Reduktionsfonds des Inflation Reduction Act. Die Empfänger der Zuschüsse werden jedem US-Bundesstaat und jedem US-Territorium helfen, indem sie „langfristige“ Solarprojekte entwickeln, um etwa 1 Million Haushalte in einkommensschwachen und benachteiligten Gemeinden mit Solarenergie zu versorgen. Die US-Regierung schätzt, dass durch das Programm jährlich mehr als 350 Millionen US-Dollar an Stromrechnungen eingespart werden, was 400 US-Dollar pro Haushalt entspricht. Der Plan wird auch Teil des Ziels der US-Regierung sein, 40 % der Bundeserlöse aus Investitionen in saubere Energie in benachteiligte Gemeinden zu leiten. Zwischen 2012 und 2022 werden die USA Solaranlage auf dem Dach Die Kapazität verzehnfachte sich, wobei die kleine Solarstromerzeugung rasch von 5.959 GWh im Jahr 2012 auf 61.281 GWh im Jahr 2022 anstieg, was auf die rasche Verbreitung von Hausinstallationen zurückzuführen ist. Im Jahr 2022 Solaranlagen für Privathaushalte wird 39.510 GWh erzeugen, was 64 % des von kleinen Solaranlagen in den Vereinigten Staaten erzeugten Stroms entspricht, während kommerzielle Solaranlagen insgesamt 17.724 GWh erzeugen werden. Obwohl das Wachstum der Solarstromerzeugung auf Dächern nur 1,5 % des gesamten Stromverbrauchs in den Vereinigten Staaten ausmacht, könnte die Solarstromerzeugung auf Dächern bei der Nachfrage im Jahr 2022 Strom erzeugen, der etwa 45 % des gesamten landesweiten Stromabsatzes entspricht.

Nach Angaben des Instituts für Erneuerbare Energie (IEO), einer polnischen Forschungsorganisation, hat die kumulierte installierte Photovoltaikkapazität Polens bis Ende 2023 17 GW überschritten.  Ende Dezember 2023 erreichte Polens kumulierte installierte Photovoltaikkapazität 17.057 MW und lag damit an erster Stelle unter allen erneuerbaren Energiequellen. Es folgen Windkraft (9428 MW) und Wasserkraft (979 MW). Die neu installierte Photovoltaikkapazität in Polen erreichte im vergangenen Jahr 4,6 GW. IEO hat diese Zahl auf der Grundlage einer anderen im Mai 2023 veröffentlichten Studie berechnet. Ende 2022 überstieg die kumulierte installierte Photovoltaikkapazität Polens 12,4 GW. In den letzten Jahren wurde Polen installiert Photovoltaikkapazität ist weiter gewachsen. Laut IEO-Daten ist die Zahl zum Ende des dritten Quartals 2023 gestiegen Photovoltaik-Projekte in Polen, die für den Netzanschluss genehmigt wurden, erreichten 18 GW. Laut IEO haben bis zum dritten Quartal 2023 insgesamt 6.929 Projekte Netzanschlussgenehmigungen erhalten. Im Vergleich zu den Angaben zum Ende des ersten Quartals 2023 in der vorherigen Datenbank stieg die Anzahl der Projekte um 41 % und die Gesamtzahl Energieerzeugung um 46 % gestiegen. Kürzlich kündigte der polnische Übertragungsnetzbetreiber Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) einen Plan an, bis 2034 64 Milliarden Zloty (16 Milliarden US-Dollar) in neue Übertragungsleitungen zu investieren. In seinem neuen Entwurf eines Entwicklungsplans für 2025–2034 plant der polnische Übertragungsnetzbetreiber, mehr als 4.800 Kilometer 400-kV-Leitungen hinzuzufügen, um das polnische Stromnetz zu modernisieren und bis 2034 45 GW Photovoltaikkapazität in das Netz einzubauen, davon Großflächen Die installierte Photovoltaik beträgt etwa 20 GW und die PV auf Dächern etwa 25 GW. In seinem aktualisierten nationalen Energie- und Klimaplan strebt Polen bis 2030 eine installierte PV-Leistung von 29,3 GW an, 22 GW mehr als in der 2019 vorgelegten Vorgängerversion des nationalen Energie- und Klimaplans.

Im Jahr 2023 ist Europa installiert Energiespeicher Die Kapazität wird erstmals 10 GW überschreiten.  LCP Delta und die European Energy Storage Association haben letzte Woche den achten European Energy Storage Market Monitor veröffentlicht. Der Bericht zeigt, dass Europa (einschließlich EU- und Nicht-EU-Länder) im vergangenen Jahr insgesamt etwa 10,1 GW in Haushalten, großen Bodenprojekten sowie Industrie- und Gewerbemärkten installiert hat. Dies ist mehr als das Doppelte des europäischen Rekords von 4,5 GW im Jahr 2022 und liegt weit über der Erwartung von 6 GW im Jahr 2023 von LCP Delta im siebten „European Energy Storage Market Monitor Report“, der letztes Jahr um diese Zeit veröffentlicht wurde. Laut LCP Delta seien die „beeindruckenden Ergebnisse“ auf eine Kombination aus Förderprogrammen und sich verbessernden Bedingungen auf dem Energiespeichermarkt zurückzuführen. Wir haben im jüngsten ESN Premium Friday Briefing erwähnt, dass eine der wichtigen Schlussfolgerungen die Kluft zwischen der Netzseite (große Bodenprojekte) und der Nutzerseite (Wohn-, Industrie- und Gewerbeprojekte) ist. Die im Jahr 2023 fertiggestellte netzseitige installierte Leistung wird etwa 2,7 GW betragen, die nutzerseitige installierte Leistung wird etwa 7,3 GW betragen.