Meinolf's SOLAR-THREAD - 500 Beiträge pro Seite

[meinolf67]

Habe in den letzten Wochen zunehmend festgestellt, daß ich mich gerne zu Einzelwert-übergreifenden Themen austauschen würde.

Habe bereits eine ganze Reihe von Threads zu einzelnen Punkten eingerichtet, aber vielleicht macht es auch Sinn einen Thread fürs "big picture" einzurichten.

In diesem möchte ich ich einen Einstieg in die PV-Branche und meine Gedankenwelt sowie die Logik meiner inzwischen >50 Solar-Threads anbieten.

Ich verfolge PV seit ca. 2000 an der Börse, habe damals meine ersten Astropower gekauft (sind noch heute als Mahnung im Depot), sowie später Solarworld, Sunways, SOLON, etc.

Seitdem und insbesondere seit den Börsengängen von ErSol und Q-Cells Ende 2005 hat die Branche sich immer rasanter veändert.

Wkenne ich seit Mai 2005 und nutze es immer stärker als eine Plattform zur Ablage interessanter Informationen und zum Austausch darüber. Ich werde dadurch schlauer, als ich es ohne Gegenüber jemals werden könnte.

Deswegen hier auch meinen Dank an Leute wie MontPelerin, Hörschwelle (...hab Ihn selig), T-Hecht, gagaga, JoergP, und viele, viele andere.

Es würde mich freuen, wenn dieser Thread in Zukunft gut besucht würde und sich eine rege Diskussion (insbesondere Kritik an meinen Thesen!) zur Entwicklung der Branche als Ganzes und weniger zu einzelnen Aktien entwickelt. Für letztere gibt es ja die jeweiligen Threads....

[meinolf67]

zur Einstimmung kopiere ich hier mal ein paar Postings von einem Austausch mit Hörschwelle vom Herbst 2007 mit rein, in dem wir mal ein bißchen rumfantasiert haben...

[meinolf67]

#189 von meinolf67 Benutzerinfo Nachricht an Benutzer Beiträge des Benutzers ausblenden 05.10.07 17:05:22 Beitrag Nr.: 31.858.357
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Folgende Antwort bezieht sich auf Beitrag Nr.: 31.856.429 im neuen Fenster öffnen von Hoerschwelle am 05.10.07 15:32:16 Das wär das erste Mal...

Mal überlegen, wir könnten ja einen Wettbewerb machen, was uns an möglichen "weltbewegenden" Dingen so einfällt. Machst Du mit? Frage ist dann natürlich auch, was sich als "weltbewegend" qualifiziert.

Folgende erste Vorschläge:

1) REC baut seine Gigawatt-Site (die Ankündigung erwarte ich in den nächsten 6 Wochen; tippe auf die USA oder Korea oder Taiwan als Standort)

2) Mindestens ein weiterer Dünnschichthersteller schafft es zu industriellem Produktionsvolumen (Kandidaten: Solopower, Ascent, Calyxo, Solibro)

3) GE steigt in großem Stil in den PV-Markt ein

4) Intel kauft SOLON

5) Q-Cells zieht an Sharp vorbei

6) Intel kauft Cypress, spinnt Sunpower aus und fusioniert die mit SOLON (siehe Punkt 4)

7) jemand anders kauft Cypress

8) Siemens kauft Solar Millennium

9) Conergy macht erstmals über 100 MEUR Gewinn; oder geht Konkurs; oder nichts von beidem

10) Das EEG wird gekippt, nachdem die große Koalition auseinandergebrochen ist; Solaraktien korrigieren um 77% Zwinkern


Das nur mal so als Auswahl, wobei ich mir fast sicher bin, dass noch viele abstrusere Dinge passieren werden.

Welche dieser Punkte würdest Du als "weltbewegend" akzeptieren? Und welches sind Deine Ideen?

Gruß
Meinolf (der nicht mehr zugucken kann, wie toll die Leute alle LDK traden)

[meinolf67]

#190 von Hoerschwelle Benutzerinfo Nachricht an Benutzer Beiträge des Benutzers ausblenden 05.10.07 18:18:40 Beitrag Nr.: 31.859.498
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Folgende Antwort bezieht sich auf Beitrag Nr.: 31.858.357 im neuen Fenster öffnen von meinolf67 am 05.10.07 17:05:22 Ja, is schon toll wie die alle Traden können und dann posten wie toll sie gekauft haben gähnen , naja, was will man machen, die gute alte Zeit ist vorbei.


Aber sag mal, ham die den Buchhalter wirklich vermöbelt? Wären ja schon schlagende Argumente aufmerksam

...


Weltbewegende Dinge sind das ja nicht, aber vielleicht andere breites Grinsen

1) SV7 bestätigt den Produktionsbeginn breites Grinsen (nicht ohne ein, mein persönliches Interesse)

2) GE steigt noch stärker in den Windenergiemarkt ein und kauft ein Unternehmen aus der zweiten oder dritten Reihe (Wind 7)

3) Evergreen Solar macht doch schon zum Jahresende eine schwarze oder, von mir aus auch, rote Null

4) Ascent wird ganz von Norsk geschluckt

5) MAN kauft sich bei Solar Millenium mit über 50% ein

6) Siemens schluckt MAN

8) Solon betritt den Gigawattbereich in der Produktion und wird unabhängiger durch eine umfangreiche vertragliche Kooperation mit der Nitol Gruppe.

9) Dass EEG wird gekippt, und alle Buden, die nicht die Grid Parity ohne EEG erreichen können korregieren um 90% die anderen übrigen, 5 Stück, erreichen Kurssteigerungen, durch Offenlegung ihrer tatsächlichen Margen, von mehreren 100% (z.B. FSLR, auch nicht ohne Eigennutz)

10) GE kauft Conergy und wird "First Partner" von Evergreen, wobei sich Evergreen vorher, nach endlich durchgeführter Überlegung, aus dem Ever-Q JV heraus zieht um erwachsen zu werden und mit GE die Nr. 1 der Kristallinen PV-Industrie zu werden. Aus Quad wird ein 6 Pack und die SI Mengen schrumpfen auf verschwindliche 100 - 70 mM aufmerksam

[meinolf67]

#191 von Hoerschwelle Benutzerinfo Nachricht an Benutzer Beiträge des Benutzers ausblenden 05.10.07 18:27:07 Beitrag Nr.: 31.859.624
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Ach so, fast hätt ich es vergessen,

11) ErSol Energy schluckt die sunways AG durch Aktientausch aus noch zu genemigender Kapitalerhöhung nr. 2 in diesem Jahr und steigt zur Nr. 3 in Europa der PV Betriebe auf.

12) Frank Asbeck bekennt endlich, das er zur Familie Schiller gehört und verrät uns das Geheimniss seiner Locken breites Grinsen

[meinolf67]

Zwischenauswertung per 3.6.08, also noch 7 Monate offen:


-Calyxo soll bis Ende 2008 eine Kapazität von 85MW erreichen; Q-Cells wird einen Dünschichtstandort in Mexico errichten (Vorhersage Meinolf 2 = M2)

-REC wird seine Gigawatt-Site in Singapur errichten (M1)

-Q-Cells ist bereits an Sharp vorbei (M5)

-Conergy hat gute Chancen (M9)

-Evergreen könnte die rote null erreichen (H3)

-Hydro hat bei Ascent zumindest schonmal auf 35% aufgestockt (H4)

-Bosch kauft ErSol (H11)

Die Vorhersagen waren also fast nie ganz richtig, aber zumindest gingen die Gedanken schon oft in die richtige Richtung.

[meinolf67]

META-Threads:

Dünnschichtproduzenten und -projekte in aller Welt: Thread: FIRST SOLAR - Wettbewerber TF

Hier wird alles gesammelt, was sich an Veröffentlichungen über neue Projekte oder Fortentwicklungen bestehender Projekte finden läßt


Solar-Si-Projekte in aller Welt: Thread: Materialsammlung - Solar-SI-Projekte in aller Welt...

analog für SI


US-Solargesetzgebung: Thread: US-Solargesetzgebung - ein Buch mit sieben Siegeln?

hier versuche ich Infos zum ITC zu sammeln


PPA - Materialübersicht: Thread: PV-Absatzkanal: PPA - Materialübersicht

hier gibt es Infos zum wichtigsten Vertriebskanal in den USA, den PPAs


anstehende Solar-IPOs: Thread: anstehende Solar IPOs


und für alles, was nirgends sonst reinpaßt: Thread: Disruptive Technologies

[meinolf67]

Wie sehe ich die PV-Welt?

Über welche Fragen würde ich gerne nachdenken, mit euch diskutieren?



Thesen:
1) Die kristalline Produktion wächst wie der Teufel. Meine Schätzung für die 2007er Welt-Produktion ist 4 GW, diese Jahr sehe ich bei 6-8 GW und auch Rogols Vorhersage von 23GW für 2010 scheint mir nicht unmöglich

2) Die Dünnschichttechnologie zieht gewaltige Investitionen auf sich (siehe Thread: FIRST SOLAR - Wettbewerber TF). Es ist mit einiger Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, daß sich unter den 100++ Projekten auf der ganzen Welt mehrere Kaliber vom Typ "Firstsolar" befinden werden. In 2010 dürfte allein FSLR für deutlich über 1GW Produktion gut sein, auch hier halte ich Rogol mit seinen 3GW für realistisch

3) Die Verteilung der Ware funktioniert ein bißchen wie so ein Wasserturm mit übereinander angeordneten Schalen, die nach oben immer kleiner werden: Wenn man Wasser auf die oberste Schale gießt (die mit dem höchsten Preis) dann läuft sie voll, danach kommt das Wasser auf die nächst niedrigere Schale, usw., usw. Gsnz unten kommt Deutschland als einziges Land auf der Welt mit gut entwickelten Absatzkanälen und unbegrenzter Aufnahmefähigkeit. Die absolute Untergrenze für Preise ist der Wert, zu dem man in Deutschland noch einen Anleger findet, der mit seiner Rendite zufrieden ist und kauft. -Tiefer geht's nicht.- Zumindest solange das EEG in der gegenwärtigen Form bleibt.

4) Genau deswegen wird es einen Wettlauf geben zwischen dem Produktionswachstum und dem Wachstum der "neuen" Märkte.
Wenn ersteres deutlich schneller verläuft und riesige Mengen nach Deutschland kommen, wird es hier knallen, das ist für mich so sicher, wie das Amen in der Kirche. Interessant ist allerdings die Frage, bei welchen Werten, das konkret zu erwarten ist. (Dazu werde ich mal ein Posting aus dem ESLR-Thread hier reinstellen).
Wenn aber die zweite Variante "gewinnt", dann werden wir vielleicht vor Erreichen von unsubventionierten Märkten gar keinen "Dip" mehr sehen und die Bäume wachsen tatsächlich für sehr viele Solaraktionäre in den Himmel...
Ich erwarte aber Szenario I

5) auf mittlere (oder vielleicht auch lange) Sicht wird PV so billig werden, daß sich das Problem auf das Netzmanagement verlagern wird. Dann geht es um Fragen wie Speicher, Demand-Management, Netzausbau, Smart-Grid,...
Auch kann es sein, daß die EVUs auf Blocken umschalten, wenn sie kapieren, daß PV ihnen an den Lebensnerv gehen kann.
Diese Themen erwarte ich ab ca. 2012 in der breiten Diskussion.



Vor dem Hintergrund dieser Grundeinschätzung habe ich ein besonderes Auge auf folgende Themen:

a) EEG
b) SI-Versorgung; neue Projekte, umg-SI!
c) Durchbrüche bei Dünnschicht
d) Anschlußregelung Spanien
e) ITC/RPS in USA
f) andere EMerging Markets: Italien, Griechenland
g) frühe Warnsignale: Netzzugang, Netzkapazität


Werde von Zeit zu Zeit einzelne Bereiche aus diesem Raster detaillierter beleuchten und evtl. auch dieses Grundsatzposting updaten.

Freue mich darauf irgendwann zu sehen, wo man richtig und wo man falsch gelegen hat. Finde, dies ist das ultimative intellektuell anregende Gesellschaftsspiel

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.232.126 von meinolf67 am 04.06.08 01:48:46

#12290 von meinolf67 Benutzerinfo Nachricht an Benutzer Beiträge des Benutzers ausblenden 09.05.08 19:19:48 Beitrag Nr.: 34.067.648
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Folgende Antwort bezieht sich auf Beitrag Nr.: 34.067.319 im neuen Fenster öffnen von GelbeSeiten am 09.05.08 18:35:37 Habe den CC auch gehört. Das stimmt so auch.


Mein Problem ist der schiere Umfang der zusätzlichen Volumina.

Rechne mal mit 20 GW in 2010 (wenn Du die von den Unternehmen angestrebten Zahlen nimmst, sind es sicher mehr als 30...).

wo gehen die hin?

von oben (am teuersten) nach unten:
Griechenland, Spanien, Italien, Korea, Frankreich, USA, Japan,...

ungefähr so; jetzt mach mal Zahlen dran (alle in GWp):

0,5+3+2+1+1+5+1=13,5

wobei diese Werte ALLE mindestens eine Verzehnfachung der bisherigen Volumina repräsentieren. Wir reden hier von einem Zeitraum, der in 19 Monaten beginnt und in 31 Monaten endet.

Und jetzt wird es spannend:
wo bleibt die differenz?

Alle gehen davon aus, dass alles was nicht woandershin verkauft wird hier in D abgeladen werden kann. Jetzt sag mal großzügig nur 5 GW für D.

Die sind nach aktuellem Stand des EEG-Entwurfs mit ca. 30c (freifläche) und 40c (aufdach) zu vergüten.

Rechnen wir mit 35c und 900 kWH/kWp, dann sind das 1,575 Mrd. Einspeisevergütung; innerhalb der 20jährigen Vergütungsperiode also etwa 30 Mrd. (w-degradation) -nur für die "class of 2010"-!

die Class of 2011 wächst dann mit dem Markt(?) z.B. um 40%, die Degression beträgt 8% und Du bist schon fast bei 40Mrd. -additiv-!

Für 2007 war der analog ermittelte Schätzwert 1,3 GW * 42c * 900 kWh * 20 = 10 Mrd.

so jetzt summieren wir der Einfachheit mal auf:

bis 2006: geschenkt
2007: 10 Mrd.
2008: 20 Mrd.
2009: 30 Mrd.
2010: 40 Mrd.
2011: 50 (?) Mrd.
2012: 70 (?) Mrd. = kumuliert 220 Mrd.

Jeder dürfte mir zustimmen, daß bei dieser Reihe SPÄTESTENS im Jahr 2012 ganz Deutschland Zeter und Mordio schreien wird.

Länger als bis dahin wird es das EEG für PV wohl nicht geben.

Das gute ist, dass bis dahin nach diesem Schema der EEG-Wert auch schon nur noch bei 27c liegt. Mit etwas Glück ist Haushaltsstrom bis dahin bereits teurer.


Meine Rechnung ist todsicher falsch, interessant wäre es aber zu wissen, in welchen Punkten und wie sehr.

Die dicksten Unbekannten sind für mich:
-das Angebotswachstum (das ich mit 40% vielleicht sogar konservativ schätze)
-und die Entwicklung der einzelnen Märkte (größte Wildcard sind für mich die USA, die alleine für Hunderte von GW gut sein könnten, gefolgt von Spanien, Italien, Japan,...)
-und das Preisniveau auf dem die beiden zusammenkommen; bzw. letzlich zu welcher Profitabilität der Unternehmen das führt.

die Namen, die ich genannt habe sind schon die, denen ich zutraue stehenzubleiben.
Aber was passiert, wenn aus 20%+ EBIT-Margen nur 15%+ werden? Bleiben die Kurse?

Auf lange Sicht werden solche Renditen immer Wettbewerber anziehen und der verdirbt die Preise.

Die Geschwindigkeit, mit der hier ausgebaut wird, dürfte in der Geschichte noch nie vorgekommen sein. Und es wäre das erste Mal, dass es unterwegs nicht einen größeren Schluckauf gibt.

Aber vielleicht ist es hier doch der Fall; dann werde ich mich ärgern....

Aber wenn es nur annähernd so kommt, wie in meinem Szenario, dann können Kurse leicht nicht nur um 50% sondern auch um deutlich mehr nachgeben.


PS: ich weiß, daß meine obige Rechnung sehr schlicht und verzerrend ist. Ihr könnt Euch aber drauf verlassen, daß Leute wie CarboWix Laurenz Meyer mit solchen Rechnungen hausieren gehen werden und bei denen klingt es noch viel schrecklicher...

Vielleicht ist aber die Politik auch so träge, daß sie es diesmla noch durchgehen läßt; dann kommt der eingriff vielleicht so spät, daß die anderen Märkte vorher schon groß genug geworden sind.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.232.126 von meinolf67 am 04.06.08 01:48:46

zum EEG (habe ich eben erst gesehen; Courtesy of SLGramann im Q-Cells Thread):

Koalition legt Solar-Streit in letzter Minute bei
Di Jun 3, 2008 6:34 MESZ24

Berlin (Reuters) - Die große Koalition hat ihren Streit um die Förderung von Solarstrom mit weiteren Änderungen in letzter Minute beigelegt.

Neben der bereits beschlossenen stärkeren Kürzung der Fördersätze für Solarstrom sollen diese zusätzlich jährlich überprüft werden. Bei einem überplanmäßigen Zubau von Solaranlagen sollen die garantierten Fördersätze im Jahr drauf noch einen Prozentpunkt stärker sinken als geplant, verlautete nach den Fraktionssitzungen von Union und SPD. Diese Begrenzung hatte die Union kurzfristig gefordert, nachdem der zunächst ausgehandelte Kompromiss auf Kritik gestoßen war. Umgekehrt setzte die SPD durch, dass die Garantiepreise einen Prozentpunkt weniger sinken, wenn die Zahl neuer Anlagen unter einer Mindestmenge bleiben. Diese Regelung soll für die Jahre 2009 bis 2011 gelten. Danach werde die gesamte Solarstromförderung erneut überprüft, sagte CDU-Wirtschaftssprecher Laurenz Meyer.

Mit der Einigung vom Dienstag kann nun das neue Erneuerbare Energien Gesetz wie geplant am Freitag im Bundestag beschlossen werden. Die CDU/CSU-Fraktion stimmte diesem Kompromiss allerdings erst nach einer heftigen zweistündigen Diskussion zu, wie Teilnehmer berichteten.

Fraktionschef Volker Kauder und den Unions-Unterhändlern sei vorgehalten worden, sie hätten bei SPD-Umweltminister Sigmar Gabriel keine ausreichende Senkung der garantierte Strompreise erreicht. Dort hatte sich die Union ihrer Forderung nach Absenkung der Fördersätze für Solarstrom um 30 Prozent in zwei Jahren nicht durchgesetzt. Die Festpreise für Solarstrom, die deutlich über dem normalen Strompreis liegen, werden von den Energiekonzernen auf alle Kunden umgelegt. Die Union befürchtet, dass dadurch die ohnehin hohen Energiekosten für Privathaushalte zu stark steigen.

Die Koalition will nun die Fördersätze für Solarstrom nun 2009 und 2010 um je acht Prozent und 2011 um neun Prozent senken. Ein Prozentpunkt kommt hinzu, wenn die zusätzliche Solarstromkapazität in den jeweiligen Vorjahren 1.500, 1.700 und 1.900 Megawatt überschreitet. Die Schwellenwerte für eine geringere Absenkung sind nach Unionsangaben 1.000, 1.100 und 1.200 Megawatt.

Nicht nur Vertreter des Wirtschaftsflügels hätten kritisiert, die Förderung der Solarstromanlagen sei viel zu hoch, berichteten Teilnehmer. Die Anlagenhersteller würden überdurchschnittlich hohe Gewinne einfahren. Es sei fraglich, ob die Förderung in diesem Umfang noch nötig sei, wenn man sehe das der Bosch-Konzern inzwischen den Solaranlagenbauer Ersol übernehmen wolle. Inzwischen würden Anlagen auf 40 Hektar Fläche geplant.

Kanzlerin Angela Merkel habe die Solarförderung verteidigt. Deutschland müsse auf die erneuerbaren Energien als Zukunftsenergien setzen und die Marktführerschaft anstreben. Dafür sei eine Förderungen notwendig. In der Abstimmung votierten am Ende noch neun Unions-Abgeordnete gegen den Solar-Kompromiss.

Bundeswirtschaftsminister Michael Glos (CSU) rechnet nun mit einer höheren Belastung für alle Stromverbraucher als ursprünglich geplant. Auf der ganzen Linie sei aus seiner Sicht auf den Regierungsentwurf noch draufgesattelt worden, sagte der Minister.

Die Koalition will in Rahmen eines Programms zum Klimaschutz den Stromanteil aus Wind, Sonne oder Biomasse bis 2020 auf mindestens 30 Prozent steigern.

[SLGramann]

Hi Meinolf,

mal wieder eine hervorragende Thread-Idee. Werde mich hier ganz sicher mit einbringen.

Heute früh mal nur eine knackige These:

Photon Consulting ist inzwischen schon bei 25 GW in 2010 - und wahrscheinlich werden sie recht behalten.

Wenn 2011 und später dann über Dünnschicht und UMG-Si die Produktionsvolumina dann so richtig explodieren, ist das auch mit allen EEGs der Welt nicht mehr beherrschbar.

Auch die Endkunden-Grid-Parity mit ihren 5 KW-Installationen reicht m.E. dann nicht mehr aus.

Die Frage wird darum sein, wer auf Großkraftwerksebene mit zumindest Gaskraftwerken preislich konkurrieren kann und so Projekte mit hunderten MW absetzen kann.
First Solar kann das vielleicht schon heute - und zwar mit ausreichender Marge. Die c-Si-Unternehmen werden sich sehr ranhalten müssen - grundsätzlich werden sie es schaffen, aber werden sie es schnell genug schaffen, ohne das ihnen die Margen zeitweise auf Null krachen? Länger als bis 2011 hat meiner Meinung nach niemand Zeit. Denn 2011 bildet voraussichtlich die Substitutionsschwelle für Gaskraftwerke den unteren Preis für Module und nicht das EEG und - mangels Masse - auch nicht der Endkunden-IRR fürs eigene Häuschen.

Für mich ist das der entscheidende Grund für die hohe Bewertung von FSLR - die leben schon in der Zeit nach dem zumindest faktischen Ende aller EEGs. Die c-Si-Leute nicht. Und die sind natürlich alle verschieden weit. Die letzten werden als erste sterben.


PS: Man wird älter und irgendwann kommt einem so ein "Nome de Guerre" nicht mehr angemessen vor.

[meinolf67]

...Ihr Wort in Gottes Ohr:

Solarstrom-Magazin PHOTON
EEG-Novelle ist Erfolg für Klimaschutz und Solarbranche
Wo Solarzellen im Jahr 2007 (2006) hergestellt wurden
Wo Solarzellen im Jahr 2007 (2006) hergestellt wurden

(pressebox) Aachen, 06.06.2008 - Anne Kreutzmann, Chefredakteurin des Solarstrom-Magazins PHOTON, erklärt zur heute vom Bundestag beschlossenen Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes:

"Durch das neue Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) werden Solaranlagen deutlich preiswerter - nicht nur hierzulande, sondern weltweit. Denn Deutschland gibt als größter Solarmarkt die Preise international vor. Damit dürften Solarmodule bald auch in Entwicklungsländern bezahlbar werden. Außerdem werden die ersten von Förderungen unabhängigen Märkte entstehen. Dann wird die Photovoltaik noch schneller wachsen als bisher und kann so eine wichtige Rolle bei der weltweiten Verminderung von Treibhausgasen spielen. Damit ist die deutlich schnellere Absenkung der Vergütung ein großer Erfolg für den Klimaschutz.

Positiv ist auch, dass die neuen Förderbedingungen weiterhin keine Begrenzung der jährlichen Zubaumenge vorsehen. Jeder Hersteller kann auch weiterhin sicher sein, seine Produkte im Zweifelsfall in Deutschland absetzen zu können. Das gibt der gesamten Branche Investitionssicherheit. Die verringerten Vergütungssätze dürften für die Industrie dagegen leicht zu verschmerzen sein. Schließlich sind die Kosten in der Solarbranche bereits in den letzten Jahren massiv gesunken. Die im bisherigen EEG festgelegte Absenkung der Vergütung um jährlich fünf Prozent hat sich im nachhinein als viel zu wenig ambitioniert erwiesen. Mit den jetzt beschlossenen Vergütungssätzen bleibt der Solarindustrie der erforderliche Spielraum, um bei gleichbleibender Rentabilität weiterhin massiv expandieren zu können.

Bereits im Jahr 2010 kann eine Kilowattstunde Sonnenstrom in Spanien zu Kosten von 10 Cent produziert werden. Das bekräftigt der weltgrößte Solarkonzern REC in einem aktuellen PHOTON-Interview. Für Deutschland ergeben sich Kosten von rund 15 Cent je Kilowattstunde. Die Installationszahlen in Deutschland dürften daher in den nächsten Jahren stark steigen, so dass Solarstrom schon in wenigen Jahren einen spürbaren Beitrag zur Stromversorgung leisten kann.

Ein solch starker Zubau ist allerdings nicht umsonst zu haben. Das wurde im Vorfeld der Novelle ausgiebig diskutiert. Weit mehr als 100 Milliarden Euro wird die Solarförderung die deutschen Stromverbraucher kosten, wenn tatsächlich die erwarteten Modulmengen ihren Weg nach Deutschland finden. Dank der jetzt beschlossenen schnelleren Heranführung an die Marktfähigkeit dürfte dies aber eine Summe sein, die Akzeptanz findet - schließlich hatte die Politik bei ihrer Entscheidung alle Zahlen auf dem Tisch. Und sie hat sich in Kenntnis dessen für eine schnellere Absenkung der Vergütung und gegen eine Begrenzung des Zubaus entschieden. Die Branche darf jetzt darauf vertrauen, dass die zugesagte Unterstützung der Photovoltaik auch dann erhalten bleibt, wenn - wie von PHOTON Consulting prognostiziert - in zwei Jahren neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 6,5 Gigawatt gebaut werden. Das wären etwa fünfmal mehr als im Jahr 2007. Die neuen Vergütungssätze sind die Versicherung gegen eine Deckelung des Zubaus in Deutschland, und nur das zählt."

[meinolf67]

Habe jetzt mal in die Bundestagsdokumente geschaut, um die neue Regelung selbst zu sehen:

Folgende Sätze gelten ab 2009:
31,94c für Freiflächen (=-10% gegenüber 2008)
43,01c für Aufdach<30kW (-8%)
40,91c für Aufdach 30-100kW (-8%)
39,58c für Aufdach 100-1000kW (-11%)
33,00c für Aufdach >1000kW (-25,8%) =>kein Spaß für Großprojektentwickler

Degression 2010 für
Freifläche: 10%
Dach<100kW: 8%
Dach>100: 10%

danach für alle 9% pro Jahr

Zusätzlich wird der Degressionssatz um 1% erhöht, wenn der Zubau in den 12 Monaten vor dem 30.9. eines jeden Jahres für
2009 1.500 MW
2010 1.700 MW
2011 1.900 MW übersteigt.

Das verstehe ich nicht hundertprozentig.

Könnte heißen: wenn vom 1.10.2008-30.9.2009 1.501MW zugebaut werden, dann wird die Degression 2009->2010 auf 9% erhöht.

Daraus ergeben sich im worst-case folgende Vergütungen für die klassischen Anlagen unter 30 kW

aktuell: 46,75c
2009: 43,01c
2010: 39,14c
2011: 35,23c
2012: 31,70c

dann kommt die nächste Novelle

=> das ist eine Reduktion um 32,19% innerhalb der nächsten 3,5 Jahre und die im Markt verlangten Preise werden GROB um denselben Faktor runtermüssen.

zum Vergleich mal einen aktuellen Strompreis von 21c mit 5% pro Jahr hochgerechnet ergibt einen 2012er-Preis von 25,5c

Bei FREIFLÄCHEN lande ich übrigens analog schon bei einem Preis von: 31,94c x 89% x 90% x 90% = 23,03c

Und bei Großdachanlagen: 33,0c x 89% x 90% x 90% = 23,79c

[meinolf67]

jetzt noch eine Ergänzungsrechnung für Herrn Waldermann:

2012: 31,70c zu 25,5c
2013: 28,85c zu 26,8c
2014: 26,25c zu 28,1c => spätestens dann werden Privatleute sich Solar aufs Dach packen, um die Stromrechung zu senken, und nicht wegen des EEG

bei 10% Preissteigerung sind wir übrigens schon Ende 2012 so weit:

31,7c zu 30,8c

Ich wünsche E.On und Konsorten viel Spass.


Übrigens: Laurenz Meyer hat heute auch zugestimmt

[rneuerbar]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.256.754 von meinolf67 am 06.06.08 17:55:44

Laurenz Meyer hat zugestimmt?

So ein Heuchler...

Und vielen Dank für die perfekte Auflistung der Zahlen. Da steck ganz schön viel arbeit drin wie ich aus eigener Erfahrung weiss. Vor allem war es recht aufwändig die vielen unterschiedlichen Degressionszahlen überhaupt zu finden und zu verstehen.

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.256.694 von meinolf67 am 06.06.08 17:49:59

hmm, mein eindruck ist, daß im pv-bereich das gleiche wie beim biogas geschehen ist , man hat die kleinanlagengestärkt - sprich hier die häuslebauer, landwirte und kleinunternehmer - dafür die möglichkeiten große mengen "abzuladen" empfindlich beschnitten ...

das interessante experiment, was nun ablaufen könnte ist imo folgendes : sollte photon recht behalten, dann wird es einen kampf um die landwirte und eigenheimbesitzer geben (ggf. auch um die kleinen fondsanleger) - denn gw müssen auf häuserdächer "portioniert" werden - bis zu 1 mio neukunden (naja vielleicht auch ein par weniger) per anno gefunden werden - eigentlich wieder eine möglichkeit über eine anlage nachzudenken - denn die margen für die betreiber könnten wieder auf ein niveau steigen, daß man zuletzt 2003/4 gesehen hat ...

firmen/beteiligungen wie solarparc könnten empfindlich unter die räder kommen - und daher den druck in den kleinanlagenmarkt noch verschärfen ...

[sleupendriewer]

könnte natürlich auch sein, daß bei sinkenden modulpreisen, die bereitschaft zu etwas grösseren anlagen steigt ...

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.256.694 von meinolf67 am 06.06.08 17:49:59

Danke für die Auflistung der Zahlen!

Den drastischen Einschnitt bei Aufdachanlagen >1 MW halte ich für relativ bedeutungslos. Die Grossprojektentwickler können auch mit Anlagen von 999 kW pro Dach und dann z.B. 10 Anlagen auf verschiedenen Dächern in einem Portfolio zusammengefasst gut leben.

Ich kenne keine Übersicht, wie sich z.B. in 2007 die Installationen auf Anlagengrössen verteilt haben (wäre mal ganz interessant), denke aber, dass Freifläche und Dachanlagen < 1 MW den weitaus überwiegenden Teil beigetragen haben; 90%? Wenn jemand sonst so eine Aufstellung hat, nur her damit

Alles in allem sieht das mal wieder nach einer sinnigen Weiterentwicklung des Gesetzes aus.


Dein Ansatz mit 21 Cent Strompreis für Haushalte und danach jährlich 5% Steigerung sieht für mich nach einer "Horrorvision" aus... OK, als Kleinverbraucher (< 1.000 kWh/Jahr) ist man heute in aller Regel schon deutlich drüber... aber als Durchschnittskunde kann man heute selbst Ökostrom noch etwas günstiger bekommen... und kontinuierliche Steigerung von 5% / Jahr erscheint mir unrealistisch... vielleicht 3%.
Egal, die Tendenz bleibt die gleiche.


Die nächsten Jahre werden zeigen, wie schnell und wie weit die Anlagenpreise sich tatsächlich senken lassen. Zuletzt wurden (was PHOTON ja leider auch immer wieder ausklammert) die Anlagenpreise ja nicht durch die Einspeisevergütung in Deutschland bestimmt, sondern durch die höhere in Spanien. In Deutschland haben dafür viele Anleger eine minimale Rendite akzeptiert... dass damit eine "beliebige" Steigerung der Installationszahlen (wie ja auch wieder von PHOTON angenommen) möglich ist, erscheint mir auch unrealistisch; damit das Installationsvolumen deutlich steigen kann, muss sicher auch die Rendite wieder höher werden...
und damit müssten die Anlagenpreise noch etwas schneller fallen als die Vergütung.

Es bleibt jedenfalls spannend, die Entwicklung weiter zu verfolgen.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.256.162 von meinolf67 am 06.06.08 16:56:33

Die Branche darf jetzt darauf vertrauen, dass die zugesagte Unterstützung der Photovoltaik auch dann erhalten bleibt, wenn - wie von PHOTON Consulting prognostiziert - in zwei Jahren neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 6,5 Gigawatt gebaut werden.


Photon hat ja fast immer mit fast allem recht, aber hier - glaube ich - irrt Frau Kreutzmann.

Die Branche darf keineswegs darauf vetrauen, dass jetzt wieder jahrelang Ruhe herrscht, bis für die Novelle 2012 wieder heftig gestritten wird.

Wenn die Marktentwicklung mit der Dynamik verlaufen wird, wie Photon wohl mit recht annimmt, dann haben wir bald nach der nächsten Bundestagswahl eine neue Debatte um die Einspeisesätze - also voraussichtlich spätestens Anfang 2010.

Mitte 2010 könnte ein nochmals gesenkter Tarif in Kraft treten und ich halte das auch für überwiegend wahrscheinlich.

Ich sehe die Zukunft der Branche im "Großkraftwerks"-Geschäft und zwar schon auf relativ kurze Sicht (2010, 2011, spätestens 2012).

Wer da eine Rolle spielen will, braucht:

- eine sehr preiswerte Produktion, die nur mit sehr preiswertem Rohstoff zu machen ist (UMG-Si, Dünnschicht, eigenes FBR-Si). Da sehe ich FSLR, REC, Q-Cells, vielleicht (!) Suntech, wenn Nitol dann wirklich so billig produzieren kann

- Kompetenz, solche Großkraftwerke "schlüsselfertig" zu vertreiben und zu bauen. Da sehe ich Sunpower, und REC und Q-Cells unternehmen gerade was in dieser Richtung

- Man sollte wohl auch eine eigene Modulproduktion haben, wenn man diese Art von Projekten durchziehen will

Meine Prognose ist daher, dass Q-Cells spätestens 2010 in Malaysia die dortigen Linien um eine Modulproduktion ergänzen wird.

PS: Der Ölpreis macht mir Angst. Dass er langfristig steigen wird, ist klar und dass das gut für Solar und Wind ist, ist auch klar. Aber diese extreme Dynamik im Moment wird die Weltwirtschaft zur Hölle schicken, wenn das so weitergeht. Ich hoffe, diese extremen Höchststände sind wirklich nur eine spekulative Welle und nicht schon ein ausgewachsener PeakOil-Schock.

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.232.497 von SLGramann am 04.06.08 08:22:53

Länger als bis 2011 hat meiner Meinung nach niemand Zeit. Denn 2011 bildet voraussichtlich die Substitutionsschwelle für Gaskraftwerke den unteren Preis für Module und nicht das EEG ...

(snip)

kannst du mir mal kurz erläutern wie du die gestehungskosten bei gaskraftwerken in ein paar jahren siehst ?

[lieberlong]

Wunderkind Photovoltaik

7.6.2008
Mehr Chipherstellung als Automobilproduktion

Eine Photovoltaikzelle, Baustein des Solarkraftwerkes, gehört streng genommen zu den Halbleitern und ist deshalb schon mit der Computerherstellung mehr als artverwandt. Diese Verwandschaft wurde zuerst genutzt, als man hochreines Silizium quasi aus den Abfalleimern der Chiphersteller bezog. Dann wurde sie zum Problem, da Silizium-Kapazitäten nicht in ausreichendem Maße verfügbar waren. Heute produziert die Siliziumindustrie mehr für Solarzellen, als für Computerchips, sie ist integraler Bestandteil der Solarindustrie geworden.

Erfolgsgeschichte Computerindustrie - Leistungszuwachs bei Kostenreduktion
Bill Gates hat kürzlich auf der Computermesse Comdex Parallelen zwischen den Entwicklungsgeschwindigkeiten der Automobil- und der Computerindustrie gezogen:

"Wenn die Autoindustrie mit der Technologie so mitgehalten hätte, wie die Computerindustrie, dann würden Autos heute 25 Dollar kosten und ein 0,04 l-Auto sein."

Klar ist, dass die Computerindustrie heutzutage einen nie gekannten Zuwachs an Rechenleistung präsentiert und dies bei niedrigsten Produktionskosten tut. Die Automobilindustrie dagegen gerät immer mehr ins Visier der Kritiker eines der Ineffizientesten Industriezweige überhaupt zu sein.

Kostenreduktion ist sehr weit gekommen - gewinnt aber jetzt erst richtig an Fahrt
Die Solarindustrie ist jedoch auch historisch gesehen sehr erfolgreich, was die Kostenreduktion anbelangt. Auf der Bonner Konferenz für Erneuerbare Energien im Jahre 2004 hat der damalige ISES Präsident Yogi Goswani verkündet: "Eine Solarzelle war im Jahre 1974 für 30 US$ pro Watt zu kaufen. Heute liegt sie bei 3US$ pro Watt." Dies war bereits im Jahre 2004 beeindruckend. Heute beeindrucken diese 3US$ pro Watt keinen der führenden Hersteller mehr, sie liegen schon heute weit drunter.

First Solar: Produktionskosten von 0,7 €/Watt schon erreicht
Diese Art von Produktionskosten werden bereits heute unterschritten. First Solar publizierte für das 4. Quartal 2007: Produktionskosten von 1,12 USD/Watt (= 0,70 Euro/Watt).Dies gilt aber nicht nur für den Marktführer bei Dünnschichtmodulen: Der nach seiner Marktkapitalisierung weltgrößte Solarkonzern, die norwegische REC Group, berichtete auf der Investorenkonferenz des Magazins Photon in München: Im Jahr 2007 könnten große Anlagen mit Produkten des Hauses REC in sonnigen Ländern Solarstrom zu Kosten von 15 Eurocent produzieren. 2010 will REC bereits bei 7 Cent Stromproduktionskosten liegen und im Jahre 2012 bei 5 Cent je Kilowattstunde. Klar sind diese Zahlen nicht auf Deutschland übertragbar, da wir über 50% weniger Strahlungsangebot haben, aber der hieraus ablesbare Kostentrend wird sich auch in Deutschland umsetzen. Wir lägen lediglich 50% höher und damit schon unter den aktuellen Endverbraucherpreisen für Strom.

Q-Cells: Wir wissen schon jetzt wie wir die Kosten um weitere 50% senken
Der erfolgsverwöhnte und gerade zum Weltmarktführer aufgestiegene Q-Cells Vorstandschef Anton Miller hat in der aktuellen Ausgabe des Renewable Energy Focus faszinierendes erklärt:

"Kosten sind die wichtigste Herausforderung für die heutige Solarindustrie. Als Industrie wissen wir schon heute wie wir weitere 40-50% an Kostensenkungen realisieren können."

Für Q-Cells stellt sich die Lage wie folgt dar: 50% des Kostensenkungspotenzials wird aus der weiteren Technologieentwicklung gehoben, 25% kommen aus dem Gesetz der Massenproduktion und die letzten 25% aus einfachen konventionellen Produktivitätsfortschritten.

Herstellungskosten werden von 6 Seiten in die Zange genommen
Maß der Dinge in der Photovoltaikindustrie ist, anders als bei Ihrem Vetter der Computerindustrie wo nur Rechenleistung zählt, eine der Menschheit im Zeitalter steigender Energiekosten sehr nützliche Einheit: minimale Stromgestehungskosten, also minimale Investitionskosten pro Watt Leistung einer Solarzelle.

Dieser Betrag schwindet permanent, er wird mit vereinten Kräften vieler Beteiligter aus 6 Richtungen eingekreist und laufen drastisch reduziert:



1.) sinkender Materialeinsatz

Seit 2004 ist es dem Marktführer Q-Cells in nur 4 Jahren gelungen die Materialdicke bei der Serienproduktion der Zellen um fast 50% zu senken. Dies bedeutet aus 1 macht 2 und damit doppelt so viele Zellen pro Kilogramm Silizium. Dies senkt die Kosten der Zellen naturgemäß erheblich, da die Verfügbarkeit des Siliziums und dessen Kosten bei der Herstellung maßgeblich sind.



2.) steigende Wirkungsgrade

Jede Technologieentwicklung durchläuft Stufen. Zunächst wird im Labor ein Prozess entwickelt, der bessere Wirkungsgrade verspricht. Dann wird dieser Prozess in der Pilotproduktion stabil gemacht und schließlich vom Band produziert als neuer Industriestandard eingeführt. In der Photovoltaikindustrie gelangen gerade in der letzten Zeit immer mehr Wirkungsgrad steigernde Prozesse in die industrielle Anwendungen. Jeder Prozentpunkt Zellwirkungsgrad schiebt die Kosten weiter drastisch nach unten, da er einer Reduktion des Materialeinsatz um etwa 5% entspricht.



3.) Massenfertigung und Automatisierung

Die Photovoltaikindustrie besitzt durch die große Nachfrage nun Volumina, die den Einsatz einer Automatisierungstechnik möglich machen. Roboter und schnelle Maschinen bringen kürzere Bearbeitungszeiten, geringere Lohnkosten und weniger Bruch und damit eine höhere Kosteneffektivität. In der letzten Zeit hat sich gezeigt, dass hier seitens der Hersteller mit großem Erfolg investiert wurde. Die Früchte der industriellen Produktionsweise werden gerade reif für die Ernte.



4.) Handbremse Siliziumengpass bald gelöst

Der Motor der Solarbranche lief seit dem EEG auf Hochtouren. Man war bereit, eine große Beschleunigung des ohnehin faszinierenden Marktwachstums hinzulegen. Dennoch wurde die Marktenwicklung durch die Handbremse des Siliziummangels eingebremst. Stellenweise so sehr, dass einige Großkonzerne wie Shell angesichts der geringen Auslastung ihrer Werke entnervt aufgaben und an Marktteilnehmer wie Solarworld verkauften, die genügend Silizumvorräte angelegt hatten. Es wird angesichts der Tatsache, dass über 100 Siliziumfabriken gebaut werden und sich bereits in der ersten Produktionsphase befinden, immer klarer, dass diese Handbremse Siliziummangel bald gelöst wird und die Kraft des Wachstums nun auf die Strasse gebracht werden kann.



5.) Metallurgisches Silizium

Mit einem von Prof. Eike Weber vom Fraunhofer Institut für Solare Energieversorgung (ISE) in Freiburg entwickelten Verfahren lassen sich seit neuestem auch Siliziumvorräte erschließen, die bisher in der Photovoltaikindustrie keinen Einsatz gefunden haben. Das so genannte metallurgische Silizium muss nicht mit hohem Energieaufwand auf höchste Reinheit geschmolzen werden, sondern kann relativ schmutzig verarbeitet werden. Es ist bereits klar, das die Zellen aus diesem Prozess funktionieren. In der Folge werden die Beschaffungskosten für Silizium weiter sinken. Q-cells will schon 2009 die erstaunliche Menge von 40-50% ihrer Gesamtproduktion mit diesem billigeren Ausgangsmaterial bestreiten.



6.) Technologische Fortschritte

Der letzte Aspekt der zu drastischen Kostensenkungen führt, sind derzeit an der Schwelle der Massenfertigung befindliche Fortschritte bei der Modulproduktion und der Zellherstellung. Neue Verbundmaterialien, das kleben leitender Folien statt des Lötens von Leiterbahnen, Solarzellen im Druckverfahren sind nur einige der vielen Stichworte für den Technologischen Fortschritt. Derzeit werden viele technologische Pfade zur Kostenreduktion beschritten. Wer das Rennen macht ist unklar, aber die Richtung ist eindeutig. billiger Strom aus Photovoltaik kommt dadurch zum Greifen nahe.

Treiber des Prozesses: Die Nachfrage Deutschlands
50% der weltweiten Installation von Solarmodulen findet in Deutschland statt. Wir sind der Abnehmer des Weltmarktes. Jeder kann in Deutschland so viele Module installieren, wie er am Weltmarkt beschaffen kann. Und insofern hat der deutsche Markt eine wichtige Funktion: Das ist wie ein Überdruckventil. Hier kommt all das hin, was man nicht auf anderen lukrativeren - weil sonnenreicheren - Märkten absetzen kann. Seitdem das Erneuerbare Energien Gesetz die Möglichkeit geschaffen hat, mit Solartechnik Geld zu verdienen, übersteigt die Nachfrage das Angebot und folglich sind die Preise höher, als wenn man sich als Hersteller bemühen muss, seine Produkte an den Mann zu bringen. Wenn die Kostenreduktion der Hersteller in nennenswertem Umfang weitergegeben wird, dann könnten die Module günstiger sein für das Handwerk und wir könnten mehr Solarmodule haben als bei den hohen Preisen.

Netzparität kommt - Man kann Solarenergie nicht mehr zurückdrängen
Anton Millner, der Vorstandvorsitzende von Q-Cells gab sich im Renewable Energy Focus sehr selbstbewusst.: "Die Netzparität kommt - Solarstrom lässt sich nicht aufhalten." Er hat angesichts der Lage auch allen Grund dazu. Wir haben den Zeitplan der Markteinführung mit doppelter Geschwindigkeit absolviert und um drei Jahre überholt. Das EEG hat dies in seinem politischen Ansatz der kostendeckenden Vergütung auch getan und die Lernkurve als Basis für die Degression genommen. Nun wird von allen beteiligten Überrascht festgestellt, wir haben ja bereits 6,7 GigaWatt Produktionsmenge erreicht und sind damit schon im Jahre 2011 unseres Zeit- und Kostenplans. Fazit des Solarkonzerns REC: »Die Politiker sollten sich einfach an den Kostensenkungsraten der Industrie orientieren, andernfalls kann es für ein Land und seine Volkswirtschaft bei dieser Geschwindigkeit sehr teuer werden, die besten Förderbedingungen bereitzustellen.«

Warnung der DGS: Deckel würde Handwerk erschlagen - Industrie bliebe unberührt
Abschließend ein Wort der Warnung der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. an die CDU, bei der einige Politiker mit einem Deckel für die Solarförderung liebäugeln. Betrachtet man die Wertschöpfung in der Photovoltaikindustrie wird klar: Die Wertschöpfung landet am oberen Ende der Wertschöpfungskette. Das Handwerk arbeitet im wesentlichen nach Stundenlohn. Deshalb sollte im Sinne einer nachhaltigen Gestaltung des Arbeitsmarkteffektes nicht der Markt verboten, sondern die Förderung auf Basis der Lernkurve gestaltet werden.

Vision der DGS: Sonnenstrom wird Billigstrom
Wer eine nachhaltige, umweltfreundliche und kostengüstige Stromerzeugung möchte, der setzte konsequent auf die weiterentwickelte Photovoltaik-Technologie der kommenden Jahrzehnte. Die DGS hat keine Zweifel, wenn nur das bekannte Potenzial umgesetzt wird, wird die Konkurrenz dieser Stromerzeugungsart mit fossilen Brennstoffen im dann herrschenden Marktumfeld uneingeschränkt möglich sein und von der Photovoltaik gewonnen werden.



Mehr zum Thema Trends in den Erneuerbaren Energien lesen Sie in der aktuellen SONNENENERGIE, die am 1. Juni erschienen ist.

Quelle und weitere Information: www.dgs.de

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.803 von lieberlong am 07.06.08 10:37:51

was ich mich ja immer frage ist folgendes :

hochreines silizium kostete in der hl-industrie noch vor wenigen jahren um die $20/kg ...

nun wird sg(nur 5-9er)-si zu mondpreisen verkauft - nun ja gut ...

aber anstatt einfach den preis mit einem gewissen energiekostenzuschlag auf ein niveau von vielleicht $30/kg wieder zurückkehren zu lassen - durch erhöhung der produktionskapazität - macht man sich die mühe mit mg-si - daß ist ja nett - aber was bringt das eigentlich ?

wenn ich 180um-dicke scheibe nehme und dabei nochmal 100% verschnitt beim sägen annehme - dann brauche ich für 1m^2 noch ca. 1kg si - wenn ich mich nicht irre ...

es mag ja prinzipiell ein vorteil sein, direkt gereinigtes mg-si für < $10/kg zu verwenden gegenüber $30/kg für hochreines si - aber irgendwie erschließt sich mir immer noch nicht ganz der wahre "impact" auf die kostenseite bei betrachtung der anderen posten bei der produktion des gesamtsystmes (von den vk-preisen mal ganz zu schweigen) ...

vielleicht hilft mir ja mal jmd auf die sprünge - danke ...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.003 von JoergP am 06.06.08 23:48:46

Hi Joerg,

stimme Deine Einschätzung hinsichtlich Rentabilität der in D angebotenen Anlagen voll zu.

Im Moment gibt es so gut wie nichts auf dem Markt, was z.B. mich zum Kaufen bringen würde.

Aber so ist es für D ja eigentlich optimal: Es wird hier produziert und Maschinenbau betrieben. Gewinn und Steuern fallen hier an.

Bezahlen tun die anderen Länder.

Wenn das so bleibt ist das der Jackpot für uns.


Der Fall wird aber nur eintreten, wenn die globale Nachfrage außerhalb D noch deutlich schneller wächst, als die Produktion. Sonst muß Zeug hierher...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.538 von SLGramann am 07.06.08 09:16:44

Ich glaube an Peak-Oil und halte die aktuellen Preise für gut und heilsam.

Preise sind die Nervensignale einer Wirtschaft und geben Informationen darüber, wo etwas getan werden muss.

Bisher wird doch kaum einer wirklich sein Verhalten ändern.

In den USA, wo sich Sprit aufgrund der niedrigeren Steuerlast wohl bereits vervierfacht hat, fängt es endlich an:

Die Proletenkugeln (SUV) verkaufen sich dramatisch schlechter und GM überlegt, den Hummer einzustampfen. Alleine durch den Fahrstil kann man 10-20% Sprit einsparen.

Es gibt Hunderttausende von Möglichkeiten zum Energiesparen und die kommen erst so richtig zum Tragen, wenn ÖL ordentlich teuer ist.

Und es ist bisher noch BILLIG.

Meiner Überzeugung nach werden wir nie die 100 Mio b/day erreichen...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.538 von SLGramann am 07.06.08 09:16:44

Der Spruch von Frau Kreutzmann ist einfach nur suggestiv: Sie will sagen, "Ihr hättet halt bei der Novelle aufpassen müssen. JETZT müßt Ihr aber still sein."

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.857 von sleupendriewer am 07.06.08 10:52:17

umg-SI wird zu Kosten von ca. 10$ produzierbar sein.

die 20$ für hl-SI waren möglicherweise nicht Vollkostendeckend (wenn Du so ne Hütte erstmal stehen hast, verkaufst Du zur Not auch zu variablen Kosten)

umg-SI ist energetisch wesentlich vorteilhafter

umg-SI ist hinsichtlich Kapitalbedarf und ramp-up Geschwindigkeit um mindestens eine Größenordnung (!) vorteilhafter.


WENN sie tatsächlich industrielle Bedeutung kriegen, möchte ich kein klassischer SI-Produzent sein...

[sleupendriewer]

ok ...

also ich erinnere mich das mg-si aus elktro-thermischer reduktion bei $2/kg lag - also $2000 pro kg - ausgehend davon, daß es sich hiebei bei den eingangsstoffen um kohle und relativ reinen quarzsand aus tagebau handelte - durchaus nachvollziehbar - wenn man mal mit einem hochofenprozess/elektroofenprozess bei stahl vergleicht ...

die kleine rechnug die ich hatte liess zwar keine grossen margen zu - aber es war vollkostendeckend - triclorsilan ist ja nun auch nur ein wirbelschichtreaktor mit hcl mit nachgeschalteter fraktionierung und pyrolyse von si an einem si-stab ...
energieseitig stellt das ganze imo etwas von einigen 10kwh/kg dar ...

insofern kann man schon kostendeckend in den bereich kommen ...

natürlich wird es verdrängung geben, wenn die vollkosten auf die hälfte oder 1/3 innerhalb relativ kurzer zeit mit begrezterem kapitaleinsatz gesenkt werden könne - keine frage ...

allerdings habe ich zwei thesen :

für die zellen- modulhersteller wird der technologische umschwung relativ betrachet (in bezug auf die kosten einer zelle) - im verhältnis zum ausbau klassischer sg-si-produktion - keine großartigen kostenvorteile mehr verschafen - wenn ein modul irgendwann einmal $200 für 200wp kosten sollte sprächen wir hier durch si von einem kostenvorteil von vielleicht 10% - immherhin - aber so weltbewegend nun auch nicht - oder sieht das jmd anders ?

zweite these - wenn die si-kosten in den bereich von einigen $10/kg fallen - dann werden die vorteile zwischen einer dünnschicht-si-zelle mit vielleicht 20um dicke und einer wafer-basierten-technolgie mit 70-180 um (verschnitt beachten bei wafer, materialnutzung bei dünnschicht) kaum noch ins gewicht fallen - da hier eine ähnliche relation gilt wie oben (these 1) ...
(addon : für dünschicht würde eher ein höherer durchsatz und damit geringe kapitalkosten für den maschinenpark sprechen ...)

coments ?

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.260.308 von sleupendriewer am 07.06.08 12:51:34

Vortrag Dr. Fath in Shenzhen im Januar:

160-170 kWh/kg SI bei klassischer Siemens/TCS Produktion!

Richtig, der Kosten-Vorteil wird kleiner.

Ich sage ja auch nicht, dass keiner mehr poly nehmen wird. Alleine schon wegen der mono-Zellen.

Aber ich sage, dass das ganz große Wachstum von der umg-Seite kommen wird (wie immer, WENN)...

Das mit der Dünnschicht muß man echt mal selbst rechnen.

Zumindest REC ist genau Deiner ansicht, weswegen sie bisher die Finger von Dünnschicht lassen.

Ich denke, dass Vorteile in unterschiedlichen Anwendungen liegen können. Habe z.B. gerade eine Präsentation von ENER angehört, wo mir mal wieder bewußt geworden ist, dass das Stromerzeugungsprofil ein anderes ist.

Bei den meisten Leuten hört die "Analyse" ja bei kWp auf. Interessant sind aber kWh/Jahr -und da kommen unterschiedliche Bandlücken, Einstrahlungswinkel, Temperaturkoeffizienten, etc. ins Spiel...

Kurz:
Im Moment scheinen mir alle Technologien eine Berechtigung zu haben, ausgeschossen wird es in den nächsten Jahren im Markt.

[sleupendriewer]

danke für deine einschätzung, meinolf ...

/off topic

wenn ich schon am fragen bin - und hier die jungs mit ahnung an bord sind (ist ja praktisch ) :

ich lese gerade etwas über dünnschicht-si-zellen, die pyrolitisch direkt auf borsilikatglas aus sihcl3 abgeschieden werden (und dann polykristallin mit elektronenstrahl rekristalliesiert werden) - auch ein weg btw. um ziemlich direkt vorzugehen - und ich hier nur die kleinmengenpreise für sihcl3 habe - kann mir jmd sagen, wo sihcl3 derzeit martpreisseitig wirklich liegt (und ggf. wie sich sih4 dazu verhält in grossen mengen) ?

/off topic

[sleupendriewer]

äh - sorry - natürlich mit pecvd abgeschieden - sonst wär's das wohl mit dem glas - sei's d'rum ...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.260.462 von sleupendriewer am 07.06.08 13:36:59

no clue, sorry; liest Du über CSG, bzw. kannst Du die Quelle angeben? Dann lese ich auch mal mit...


aber ansonsten ist es genau mein ziel gewesen, hier ein Forum für austausch zu schaffen...

[meinolf67]

auf SPIEGEL online:

ÖLRESERVEN
Der Alptraum der Saudis

Preise von 130 Dollar pro Barrel - die Ära des billigen Öls liegt hinter uns. Wann der Gipfel der Förderung erreicht ist, kann zwar niemand wirklich seriös beantworten. Aus Saudi-Arabien kamen nun aber höchst beunruhigende Nachrichten.

Was der saudische Geologe Sadad I. Al-Husseini im Jahr 2000 seinem Ölminister berichtete, gefiel dem gar nicht. Husseini, bei der staatlichen Ölgesellschaft Saudi Aramco angestellt, hatte die Prognosen der Ölindustrie für künftige Fördermengen schon lange skeptisch betrachtet. Nun lagen die Angaben von etwa 250 wichtigen Ölfeldern vor ihm: der Restölgehalt jeder Lagerstätte und das vermutliche Ende der Förderung. Al-Husseini addierte alle neuen Felder, die die Ölkonzerne in den nächsten Jahrzehnten in Betrieb zu nehmen hofften. Seine Bilanz: Die Daten über die globalen Ölreserven und Fördermengen werden entweder falsch interpretiert oder falsch wiedergegeben.

Eine Bohrinsel in China: Die Abhängigkeit vom Öl zwingt uns, immer weiter zu suchen und immer mehr dafür zu bezahlen
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REUTERS

Eine Bohrinsel in China: Die Abhängigkeit vom Öl zwingt uns, immer weiter zu suchen und immer mehr dafür zu bezahlen
Während gängige Prognosen noch Kurven jährlich steigender Fördermengen anzeigten, ergeben Husseinis Berechnungen eine Abflachung, und zwar schon seit 2004. Genauso alarmierend: Dieses Produktionsplateau werde bestenfalls 15 Jahre anhalten, danach werde die Förderung von konventionellem Öl "allmählich, jedoch irreversibel sinken".

Das war kaum die Art Szenario, wie die Welt es von Saudi Aramco gewohnt war. Der Konzern sitzt auf den weltweit größten erwiesenen Ölreserven – etwa 260 Milliarden Barrel, grob geschätzt ein Fünftel der bekannten Erdölreserven. Und er behauptete immer, Öl werde für viele Jahrzehnte ausreichend vorhanden sein.

ERDÖL: RESERVEN, RESSOURCEN, FÖRDERUNG, RAFFINERIEN

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Husseini verließ Saudi Aramco 2004; heute ist er als Energieberater tätig. Sollte er recht behalten, steht der Welt eine dramatische Wende bevor. Nahrungsmittelproduktion, Transport oder Verteidigung – alles hängt davon ab, dass es genug Öl zu bezahlbaren Preisen gibt.

Husseini war nicht der Erste, der das Gespenst eines sogenannten Peak, eines Maximums und gleichzeitig Wendepunkts in der weltweiten Ölproduktion vorhersah. Für die meisten Geologen ist klar: Wenn die Hälfte der Ölreserven erschöpft ist, wird es immer schwieriger und schließlich unmöglich, jedes Jahr mehr Öl aus dem Boden zu holen. Weltweit werde die Förderung, die von weniger als einer Million Barrel pro Tag im Jahr 1900 auf derzeit etwa 85 Millionen Barrel stets nur gestiegen ist, bald stagnieren. Jedem müsse klar sein: Wenn das förderbare Öl zur Neige gehe, würde die Folge Rezession sein – und Krieg um die letzten Reserven.

GEFUNDEN IN...
National Geographic
Deutschland
Heft 06/2008

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Prognosen, wann der Peak erreicht werde, sind höchst umstritten. Nicht, weil jemand meint, das Öl reiche ewig, sondern weil niemand wirklich weiß, wie viel Öl noch im Boden steckt und wie nah wir dem Wendepunkt der Fördermenge schon sind.

Pessimisten behaupten, dass wir bereits kurz vor dem Maximum stehen oder – wie Husseini sagt – diesen Punkt bereits erreicht haben. Das werde bisher nur von schwankenden Mengen in der täglichen Förderung verdeckt – und wäre eine Erklärung dafür, warum die Rohölpreise jüngst ständig gestiegen sind. Im Frühjahr 2008 haben sie die 110-Dollar-Marke pro Barrel übersprungen und sich binnen zwölf Monaten verdoppelt.

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Sibirien Ölförderung Öl- Plattform Ölexport Ölreserven
zu SPIEGEL WISSEN
Die Optimisten bestehen darauf, der Wendepunkt sei noch Jahrzehnten entfernt; die Welt besitze noch viel Öl, das nur entdeckt werden müsse. Außerdem gebe es riesige Reserven an "unkonventionellem" Öl, etwa in Form von Ölsand im Westen Kanadas. Jedesmal, wenn Pessimisten einen "unmittelbar bevorstehenden" Peak voraussagten, habe die Entdeckung eines neuen Ölfelds oder einer neuen Technologie die Ölproduktion wieder steigen lassen. Hierzu passt die Meldung aus dem April dieses Jahres, nach der vor der Atlantikküste Brasiliens nahe bei São Paulo eine gigantische Lagerstätte entdeckt wurde, vielleicht die drittgrößte der Welt, soweit man sie bisher kennt. Andere Branchenexperten argumentieren, die gegenwärtigen hohen Preise seien ein vorübergehendes Phänomen, Ergebnis technischer Engpässe und stark steigender Nachfrage aus China und Indien. "Der Bedarf wird sogar sinken, ehe das Öl versiegt", ließ Anfang des Jahres der Konzern BP verkünden.

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Gewöhnlich veranlassen höhere Preise die Ölkonzerne zu Investitionen in neue Explorationstechnologien und zu vermehrten Bemühungen um schwerer zugängliche Ölfelder. Der Preisanstieg, der zum Beispiel auf den Iran-Irak-Krieg in den achtziger Jahren folgte, bewirkte so große Neufunde, dass die Märkte zeitweilig mit billigem Öl überschwemmt wurden. Doch in den vergangenen Jahren bewegte sich die weltweite Förderung trotz ständig steigender Preise immer um 85 Millionen Barrel pro Tag. Genau die Menge, die Husseini als Maximum vorhergesagt hatte. Im vergangenen Herbst veröffentlichte die Internationale Energieagentur (IEA) allerdings eine Prognose, der zufolge die weltweite Ölnachfrage bis zum Jahr 2030 sogar noch um mehr als ein Drittel auf 116 Millionen Barrel pro Tag steigen werde. Danach äußerten selbst mehrere Vorstände von Ölkonzernen Zweifel, ob die Förderung damit Schritt halten könnte.

Christophe de Margerie, Chef des französischen Unternehmens Total, erklärte, im besten Fall liege die maximale Tagesförderung bei 100 Millionen Barrel. Noch vor 2020 könnte die Nachfrage größer sein als das Angebot. Diese Schwelle sieht Jeroen van der Veer, der Chef von Royal Dutch Shell, fünf Jahre früher erreicht: "Nach 2015 wird das Angebot an leicht zugänglichem Öl und Gas nicht mehr mit der Nachfrage Schritt halten." Im April schlugen die Russen Alarm: Der Ölkonzern Lukoil gab bekannt, man fürchte, das Maximum der täglichen Fördermenge – knapp zehn Millionen Barrel – schon jetzt erreicht zu haben.


2. Teil: "Mittelfristig stellt sich nicht die Frage, ob es förderbares Öl gibt"


Die Fördermenge wird aber nicht allein durch geologische oder technische Probleme begrenzt. Die Haupthindernisse für eine steigende Förderung sind nach Ansicht der Konzernbosse politischer und wirtschaftlicher Art. Unter dem vom Krieg zerrissenen Irak sollen riesige Ölreserven liegen, doch das Land fördert nur ein Fünftel der Menge, die Saudi-Arabien produziert. In Ländern wie Venezuela und Russland sehen sich ausländische Ölfirmen zunehmend schärferen Gesetzen gegenüber, die ihre Möglichkeiten beschränken, neue Bohranlagen einzurichten. "Mittelfristig stellt sich nicht die Frage, ob es förderbares Öl gibt", sagt Edward Morse, ein ehemaliger Ölexperte des amerikanischen Außenministeriums, "sondern wie man politische Hürden auf dem Weg zu seiner Förderung überwinden kann."

SCHWARZES GOLD: ÖLFÖRDERUNG RUND UM DEN GLOBUS

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Trotzdem können auch die Optimisten nicht bestreiten, dass allmählich physikalische Grenzen drohen. Man kann Öl erst aus dem Boden pumpen, wenn man es aufgespürt hat. Der Umfang der jährlichen Neufunde ist jedoch seit den frühen sechziger Jahren beständig zurückgegangen, trotz gewaltiger Fortschritte in der Suchtechnologie. Ein Grund für die geringeren Erfolge ist offensichtlich: Die meisten der großen, leicht lokalisierbaren Felder wurden vor Jahrzehnten gefunden. Ob die im Frühjahr neu entdeckte brasilianische Lagerstätte wirklich 33 Milliarden Barrel enthält, wie erste Schätzungen lauteten, muss erst noch bestätigt werden. Es gibt zwar mehr kleinere Felder, aber sie sind schwerer zu finden, und man braucht viele davon, um die gleiche Menge Öl fördern zu können wie aus einer großen Lagerstätte.

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National Geographic
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Heft 06/2008

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Kleinere Felder sind auch kostenaufwendiger. Auf der Erde gibt es unzählige kleine Ölfelder ", sagt Matt Simmons, ein Investmentbanker und Ölexperte aus Houston in Texas. "Das Problem ist: Man braucht auch unzählige Bohrtürme, um an alle ranzukommen." Dieses Missverhältnis in den Kosten ist ein Grund, warum die Branche sich lieber an die großen Ölfelder hält: Noch bringen sie mehr als ein Drittel unserer täglichen Fördermenge. Weil jedoch die meisten der größten Funde schon vor Jahrzehnten gemacht wurden, nähern sich diese Lagerstätten ihrem Fördermaximum oder sind bereits im Abstieg. Dazu gehören einst überaus produktive Gebiete wie die Nordsee und Küstenregionen von Alaska.

Global gesehen fällt die Produktion in aktiv ausgebeuteten Feldern jährlich um acht Prozent. Das heißt, die Ölkonzerne müssen ständig neue Lagerstätten erschließen, nur um die momentane Fördermenge stabil zu halten. Gleichzeitig wächst die weltweite Nachfrage immer noch um anderthalb Prozent jährlich. Das bedeutet viele Millionen Barrel, die zusätzlich gefördert werden müssten – trotz kleinerer Lagerstätten, steigender Kosten und größerer politischer Hindernisse. Einige Ölkonzerne, darunter Shell und Mexikos Staatsbetrieb Pemex, haben schon eine negative Bilanz: Sie finden weniger Öl pro Jahr, als sie verkaufen.

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Sibirien Ölförderung Öl- Plattform Ölexport Ölreserven
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Das Defizit wird wachsen. Laut James Mulva, dem Geschäftsführer von ConocoPhillips, müssen 2010 fast 40 Prozent der weltweiten Tagesfördermenge von Feldern kommen, die heute noch nicht erschlossen sind. 2030 soll unser gesamtes Öl aus Lagerstätten stammen, in denen jetzt noch nicht gepumpt wird. Wie der Chef von Total sieht auch Mulva die maximale tägliche Fördermenge in naher Zukunft bei 100 Millionen Barrel pro Tag stagnieren.

Die Ära des billigen Öls, so viel ist allen klar, liegt hinter uns. Der Welt stehen vermutlich raue Zeiten bevor. Schon während des arabischen Ölembargos Anfang der siebziger Jahre ließen amerikanische Entscheidungsträger Krisenpläne zur Besetzung von Ölfeldern im Nahen Osten erstellen.

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Damals schreckte Washington vor militärischem Eingreifen noch zurück. Doch Saudi-Arabien und andere Opec-Mitglieder kontrollieren 75 Prozent der gesamten weltweiten Ölreserven. Dort wird das Fördermaximum deutlich später erreicht als in anderen Ölregionen. Das lässt die Macht des Nahen Ostens über die Preise steigen. Eine sinkende, ja selbst eine gleichbleibende Ölförderung bedeutet zudem: Bei wachsender Bevölkerungszahl steht für jeden Menschen anteilsmäßig weniger Benzin, Kerosin und Diesel zur Verfügung als heute. Für energieintensive Volkswirtschaften wie die der USA sind das schlechte Nachrichten, für Entwicklungsländer könnte es katastrophale Auswirkungen haben. Denn dort nutzt man das meiste Erdöl nicht fürs Auto, sondern zum Kochen und zur Bewässerung.

Dass die Welt so lange braucht, um sich dieser Entwicklung bewusst zu werden, sorgt Husseini. Sicher: Sparsamere Autos und alternative Kraftstoffe würden das Austrocknen der Ölreserven verlangsamen. Aber das werde nicht reichen. Die ölhungrigen Gesellschaften müssten endlich anfangen, ihren Bedarf zu drosseln. Eine ernsthafte Diskussion darüber, wie wir unseren energieintensiven Lebensstil ändern könnten, sagt Husseini, "steht allerdings noch nirgendwo auf der Tagesordnung".

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.720 von sleupendriewer am 07.06.08 10:16:28

kannst du mir mal kurz erläutern wie du die gestehungskosten bei gaskraftwerken in ein paar jahren siehst ?



Okay, leider habe ich da keine genauen Rechenmodelle. Ich habe aber mehrfach gelesen, dass die Gaskraftwerke die höchsten Kosten haben und dass ihre Kosten am stärksten vom Brennstoff anhängen, während die Brennstoffkosten bei Kohle geringer und bei Atom faktisch unbedeutend sind.

Beispiel aus Neue Energie Oktober 2006:

"Da jedes Kraftwerk zu unterschiedlichen Kosten Strom produziert, werden sie – abhängig von der Nachfrage – in einer bestimmten Reihenfolge eingesetzt: zuerst die Billigsten, zum Schluss die Teuersten. Dieses Phänomen heißt „Merit Order“. Wichtig dabei: Der Strom aus dem Kraftwerk, das zuletzt einspeist, um die Nachfrage zu befriedigen – das so genannte „Grenzkraftwerk“ – setzt den Preis für die Megawattstunde fest. „Bei hoher Nachfrage wird das Grenzkraftwerk ein Gaskraftwerk sein und der Preis bei rund 60 Euro/MWh liegen. In Zeiten niedriger Nachfrage ist das Grenzkraftwerk meist ein Kohlekraftwerk und der Preis kann bis auf 40 Euro/MWh sinken“, heißt es in dem HWWA-Papier."

In den letzten Jahren haben sich Baukosten und Brennstoffkosten stark erhöht, teilweise verdoppelt, so dass die 6 Cent / KWh heute wohl nicht mehr gültig sind.

Der (Erd)Gaspreis in den USA (Henry Hub) hat sich seit Anfang des Jahrzehnts von etwa 4 Dollar pro Million BTU auf jetzt 12 Dollar MBTU verdreifacht. Zwar hat er auch bereits 2005 für kurze Zeit diese Höhen schon mal erreicht, aber diesmal könnte der Anstieg nachhaltig sein und noch weiter gehen. Denn es ist eine Tatsache, dass die Gasförderung in Nordamerika (USA + Kanada) 2001 mit 777 Mrd Kubikmetern ihren Höhepunkt erreicht hatte und seit dem leicht rückläufig ist. Die ASPO spricht definitiv von PeakGas, was Nordamerika angeht. Der Verbrauch steigt dagegen ständig an, weil viele Neubauten im Kraftwerkssektor auf Gas beruhen. Ich glaube mich an die Zahl 80% für die USA zu erinnern.

Nordamerika muss mittlerweile Gas in Form von LNG importieren, was zum einen nur in begrenzten Mengen verfügbar ist (Tankschiffe) und zum anderen eh teurer ist (Kühlung des Flüssiggases).

Ich gehe davon aus, dass bei einem Gaskraftwerk 50% der Stromgestehungskosten am Brennstoff hängen - Tendenz natürlich steigend.

Das wären dann mal so 3 Euro-Cent gewesen und bei den heutigen Gaspreisen eher 4 bis 5 Cent, wären Gesamtkosten von bis zu 8 Cent pro KWh. Bis 2011 kann ich mir 10 Cent und mehr für einen Neubau gut vorstellen.

Tut mir wirklich leid, dass ich das nicht präzise argumentieren kann, aber mir fehlen die Daten.

Ich würde es sehr begrüßen, wenn wir diese Dinge hier beleuchten könnten. Ich finde, der Thread eignet sich dafür.

Es ist ja wichtig, wie teuer die Konkurrenz ist. Gas, Kohle, Atom - und vielleicht nicht ganz unwichtig: Dieselaggregate zur Stromerzeugung.

Andere wichtige Frage ist die nach der Grid-Parity für verschiedene Länder. Endverbraucherpreise für Strom in Japan? Einstrahlungsleistung? Selbe Frage für Italien, Spanien, Griechenland, Kalifornien. Und wie sind die Großkundenpreise?

Ich finde, dass es überraschend schwierig ist, da an Daten zu kommen - zumindest für mich...

Meinolf,

an PeakOil glaube ich auch und hohe Energiepreise halte ich aus vielen Gründne für gut - aber mir wäre etwas Zeit für die Anpassung ganz lieb. Wenn wir die Zeit nicht haben, wirds wirklich übel. Ich halte das Weltfinanzsystem eh für fragil (zu viele Schulden, zu hohe Assetpreise, überall zu hohe Margen). Eine echte Energiekrise würde dieses System meiner Meinung nach umkippen lassen. Ich will gar keine präzise Prognose für den DowJones "danach" abgeben - aber 50% Kursverlust innerhalb von 3 bis 5 Jahren wären noch wenig.

[meinolf67]

FASZ:

Deutscher Solarstrom
Die Geschichte einer Fehlentwicklung

Von Georg Küffner
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Solarstrom gibt's in Deutschland sogar vom Kirchendach

Solarstrom gibt's in Deutschland sogar vom Kirchendach

07. Juni 2008 Die Farbe ist ihr Markenzeichen: Sie schimmern bläulich, die in den zurückliegenden Jahren zu Tausenden auf deutschen Hausdächern und rekultivierten Tagebauen aufgestellten Photovoltaikanlagen. Doch ihre Allgegenwärtigkeit steht im Widerspruch zu den mitunter vollkommen falschen Vorstellungen über Nutzen und Kosten dieser vom Grundsatz her faszinierenden Technik: Mit ihr gelingt es, die elektromagnetische Strahlungsenergie der Sonne direkt in elektrischen Strom umzuwandeln.

Zwar müssen Solarzellen mehrere Jahre die Sonne „anzapfen“, bis sie die zu ihrer Herstellung benötigte Energiemenge eingefahren haben. Doch der Vorteil, auf eine unbegrenzt zur Verfügung stehende Energiequelle zurückgreifen zu können, macht das mehr als wett. Zudem handelt es sich hier um eine sichere Technik. Weder hohe Temperaturen noch große Drücke müssen beherrscht werden. Es ist folgerichtig, wenn die Photovoltaik genutzt und ihre Effizienz weiter gesteigert wird.

Kapitulation vor der Solar-Lobby

Bis zu diesem Punkt gibt es keine Meinungsunterschiede. Die Geister scheiden sich jedoch beim Wie und Wo - und hier kann einiges falsch laufen. So hat man mit fadenscheinigen Argumenten im Zuge der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) für eine weitere üppige Alimentierung des von den Photovoltaikanlagen geernteten Solarstroms argumentiert. Und sich damit durchgesetzt, so dass wie bisher viel zu hohe Vergütungssätze gezahlt werden müssen. Denn eine Kürzung um 8 Prozent in den kommenden beiden Jahren und um 9 Prozent im Jahr 2011, anstelle des bisher gültigen Degressionswerts von 5 Prozent, ist eine klare Kapitulation vor der Solar-Lobby.

Eine Deckelung der Förderung, wie sie von wirtschaftsliberalen Abgeordneten gefordert wurde, und eine „nachhaltige“ Absenkung der garantierten Verkaufspreise um 30 Prozent hatten keine Chancen: Man dürfe beim Klimaschutz nicht zurückfallen, wurde gebetsmühlenhaft vorgetragen. Auch das zweite Argument überzeugt nicht: Die Unternehmen der Solarbranche müssten bei einem zu schnellen und zu starken Absenken der Vergütungssätze um ihre Existenz fürchten.

Beitrag zum Klimaschutz ist überschaubar

Wie völlig daneben diese Darstellung ist, zeigen nüchterne Fakten: So trägt der Sonnenstrom mit einer installierten (Spitzen- oder Peak-)Leistung von derzeit 4000 Megawatt lediglich mit 0,7 Prozent zu der in Deutschland benötigten Strommenge bei. Auch die in Aussicht gestellten Kapazitätszuwächse werden an dieser Außenseiterrolle wenig ändern. So nennt die Solarbranche für die nähere Zukunft Jahreszubaumengen von rund 1500 Megawatt, so dass aufaddiert in sieben Jahren Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 15.000 Megawatt installiert sein werden - und dann rund 2 Prozent der Stromproduktion übernehmen könnten. Dass die Solarenergie in Deutschland eine „tragende Säule“ der Energieversorgung werden könnte, wie wie es die Solarwirtschaft in Aussicht stellt, ist also vollkommen unrealistisch.
Bundespräsident Köhler beim Besuch des erfolgreichen Solarzellenproduzenten Q...

Bundespräsident Köhler beim Besuch des erfolgreichen Solarzellenproduzenten Q-Cells

Damit ist auch ihr Beitrag zum Klimaschutz überschaubar. Zwar klingt es überzeugend, wenn die Solarbranche damit zu trumpfen versucht, dass ihre Anlagen im Jahr rund 1,7 Millionen Tonnen Kohlendioxid vermeiden helfen. Doch relativiert sich diese für Laien nur schwer zu fassende Größe, wenn man weiß, dass durch das unspektakuläre Steigern des Wirkungsgrads aller deutschen Kohlekraftwerke um einen einzigen Prozentpunkt rund 4,3 Millionen Tonnen Kohlendioxid weniger entstehen würden.

Einspeisevergütung macht Technik zum teuren Umweltschützer

Das wäre deutlich billiger als der weitere Ausbau der Photovoltaik. Die hohe Einspeisevergütung macht diese Technik zu einem sehr teuren Umweltschützer: So hat das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) in Essen Vermeidungskosten von deutlich über 900 Euro je Tonne Kohlendioxid errechnet - an der Börse liegen die Preise für Kohlendioxid-Zertifikate bei rund 25 Euro die Tonne. Die künftig geringfügig niedrigeren Vergütungssätze werden nichts daran ändern, dass die Kilowattstunde Solarstrom die kostspieligste erneuerbare Energie bleibt. Sie wird weiter mehr als doppelt so viel kosten wie Strom, den die Haushalte bei ihren Versorgern kaufen, und etwa sechsmal teurer sein, als für die Kilowattstunde an der Leipziger Strombörse bezahlt werden muss.
Das Wetter in Deutschland ist für die Gewinnung von Solarenergie eigentlich z...

Das Wetter in Deutschland ist für die Gewinnung von Solarenergie eigentlich zu schlecht

Das „Potential“ der deutschen Solarstromproduktion zeigt auch diese Rechnung: Die im zurückliegenden Jahr neu installierten Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 1300 Megawatt (mit einem Flächenbedarf von deutlich über zehn Quadratkilometern) haben 2007 rund 1150 Gigawattstunden Strom erzeugt; übrigens eine Strommenge, für die ein 800 Megawatt leistender Kohleblock gerade mal 60 Tage benötigt. Dafür wurden „einmalig“ rund 550 Millionen Euro bezahlt.

Enorme Folgekosten

Da aber die Erfinder des EEG nicht Jahreserträge verteilen, sondern die Zukunftssicherheit der Investitionen garantieren wollen, wird dieser Betrag auch in den kommenden 19 Jahren von der Solidargemeinschaft der Stromverbraucher aufgebracht, so dass (bereinigt um die andernfalls anfallenden Kosten einer konventionellen Stromerzeugung) über diesen Zeitraum allein für die im Jahr 2007 neu aufgestellten Anlagen Kosten von rund 7,5 Milliarden Euro anfallen. Dieser Betrag wirkt für die Investoren wie ein Kredit, der über 20 Jahre von den Stromkunden abgezahlt werden muss.

Auch die künftig geltenden niedrigeren Vergütungssätze ändern nichts daran, dass die Folgekosten der Photovoltaik enorm sein werden. So werden allein bis 2011 die bis dahin installierten Solaranlagen die Stromverbraucher (über 20 Jahre) rund 62 Milliarden kosten. Geht es so weiter, wird bis 2015 die 100-Milliarden-Grenze locker überschritten werden und Geld in einen Bereich gelenkt, der nur einen minimalen Beitrag zum Klimaschutz leisten kann und wirtschaftlich grundsolide dasteht.

Riesiges Branchenwachstum

In kaum einer anderen Branche gibt es Erfolgsgeschichten wie bei den Photovoltaikherstellern: Musterbeispiel ist der in Thalheim in Sachsen-Anhalt sitzende größte Produzent von Solarzellen in der Welt, die Q-Cells AG. Innerhalb der vergangenen drei Jahre konnte das Unternehmen den Umsatz um 500 Prozent steigern, die Produktion wuchs um 400 Prozent und das Betriebsergebnis um 900 Prozent.

Damit ist genug Geld vorhanden, um, wie vor wenigen Tagen bekannt wurde, eine Milliarde Euro in eine malaysische Produktionsanlage zu investieren, die Solarzellen für Europa und für Schwellenländer produzieren soll. Auf diese Zellen warten bereits deutsche Investoren. Denn durch die üppige Förderung wächst der deutsche Photovoltaikmarkt schneller, als die hier ansässigen Unternehmen liefern können. Rund die Hälfte der hierzulande aufgestellten Solarstromanlagen kommt aus dem Ausland, zum Teil aus Fertigungen, die indirekt von Millionen deutscher Stromkunden bezahlt wurden.

Das EEG treibt die Preise nach oben

Die Preise für Solarstromanlagen liegen höher, als sie müssten, auch das eine Folge einer zu hohen Vergütung. Solaranlagen kosten heute nicht viel weniger als 1999, vor Einführung des EEG. Rationalisierungs- und die über große Stückzahlen zu erreichenden Skaleneffekte wurden bisher kaum weitergegeben. Welches Kostensenkungspotential moderne Fertigungsstraßen bieten, sickert nur langsam durch.

So hat der größte integrierte Photovoltaikhersteller der Welt, die norwegische Renewable Energy Corporation (REC), vor Wochen auf einer Fachtagung für eine im Jahr 2010 an einem sonnenreichen Standort aufzustellende Ein-Megawatt-Photovoltaikanlage Stromgestehungskosten von 7 bis 8 Cent je Kilowattstunde genannt. Auch von anderen Anbietern sind solche Zahlen bekannt. Auch die Weiterentwicklung der Technik hilft. So führt ein 2 Prozent höherer Wirkungsgrad zu einer Kostensenkung von etwa 10 Prozent, da je Watt weniger Silizium, Glas und Stahl benötigt werden.

Erzeugte Energie nur schwer speicherbar

Photovoltaikanlagen werden sich im Kreis der erneuerbaren Energietechniken behaupten. Ob sie jedoch massenhaft im schattigen Deutschland aufgestellt werden müssen, was die Strompreise weiter in die Höhe treibt, wird man sicherlich nach einer Phase des Nachdenkens noch einmal überprüfen. Bei sinkenden Modulkosten kann diese Technik vor allem in sonnenreichen Gegenden wie Südspanien und Nordafrika ihr Potential ausspielen, muss aber langfristig mit dem Manko leben, dass der erzeugte Strom stets gleich verbraucht werden muss; das Speichern größerer Strommengen ist noch nicht gelöst. Passende Abnehmerstrukturen müssen demnach zur Verfügung stehen.

Diesen Nachteil haben solarthermische Verfahren nicht. Hier kann die über Spiegelrinnen oder von Reflektoren auf die Spitze eines Turms fokussierte Sonnenwärme bei Bedarf zwischengelagert werden. Ob und wie effektiv das funktioniert, wird das im Spätsommer nordwestlich von Almeria in Betrieb gehende erste europäische Solarrinnenkraftwerk zeigen. Die 50-Megawatt-Anlage verfügt über zwei Flüssigsalz-Speicher, die tagsüber mit „überschüssiger“ Wärme aufgeheizt werden, so dass die Dampfturbine des Andasol-I-Kraftwerks nach Sonnenuntergang siebeneinhalb Stunden unter Volllast betrieben werden kann.

Flächen zur Erzeugung von Solarstrom gibt es genug

Flächen zur Erzeugung von Solarstrom stehen ausreichend zur Verfügung. So müssten zur Deckung des heutigen Stromverbrauchs von Europa und Afrika lediglich 2 Prozent der Sahara mit solarthermischen Kraftwerken und Photovoltaikanlagen „zugestellt“ werden. Auch der Transport des Sonnenstroms über weite Distanzen ist technisch gelöst.

So werden schon länger größere Strommengen aus skandinavischen Wasserkraftanlagen mit Hilfe von Hochspannungs-Gleichstromübertragungen (HGÜ) verlustarm nach Deutschland geliefert. In China sind ebenfalls für „Wasserstrom“ momentan zwei 1400 und 2000 Kilometer lange HGÜ-Übertragungen in Bau. Ihre Übertragungsleistungen betragen 5000 und 6400 Megawatt. Bei Freileitungen rechnet sich diese technisch aufwendigere und teurere - mit einer Gleichspannung von 800 Kilovolt arbeitende - Stromübertragung bei Entfernungen von etwa 600 Kilometer an.

[JoergP]

Naja, bei der FAZ-Berichterstattung muss man ja schon zufrieden sein, dass sie bei der EEG-Novelle sich nicht über die üppigen (vielleicht sogar zu üppigen) Aufschläge bei den Windkraftvergütungen aufregen.

Ansonsten kommen ja nur wieder all die alten Totschlagargumente (z.B. "nie nennenswerter Beitrag zur Stromerzeugung") oder unreflektierten Fakten (die Anlagenpreise waren in den letzten beiden Jahren so gut wie nicht durch das EEG bestimmt, sondern über die Vergütung in Spanien) vor - eigentlich nichts neues...

Und man muss nur 15 Jahre in die Vergangenheit gehen, um ganz ähnliche "Argumentationen" zur Sinnhaftigkeit der Windenergie zu finden... auch damals galt das heute erreichte Niveau der Gesamtleistung nicht nur als visionär, sondern als illusorisch. Ich erinnere mich noch gerne an einen Artikel aus den 80er Jahren, in dem zur Windkraft sinngemäss stand "es ist nicht vorstellbar, dass in Deutschland mehr als 10.000 Windkraftanlagen aufgestellt werden können, ohne dass es zu bürgerkriegsähnlichen Zuständen kommen würde"

Zu PeakOil und den Ölpreisen:
Dass es irgendwann den PeakOil geben wird, ist gar keine Frage - man streitet sich ja nur über das "wann" (noch vor oder schon hinter uns).
Und bei dem Artikel über die Saudis muss man ja auch mal die Feinheiten beachten:
Während gängige Prognosen noch Kurven jährlich steigender Fördermengen anzeigten, ergeben Husseinis Berechnungen eine Abflachung, und zwar schon seit 2004. Genauso alarmierend: Dieses Produktionsplateau werde bestenfalls 15 Jahre anhalten, danach werde die Förderung von konventionellem Öl "allmählich, jedoch irreversibel sinken".

Durch die Wortwahl im ersten Satz scheint es auf den ersten Blick so, als würde die Produktion bereits sinken (weil ja sprachlich ein Gegensatz zu den steigenden Kurven hergestellt wird). Allerdings ist die Aussage des Satzes ja "nur", dass die Produktion langsamer steigt als vorher angenommen... aber sie steigt immer noch.

Und dann ist die Rede davon, dass "erst" in 15 Jahren die Produktion sinken solle, allerdings auch nicht drastisch oder abrupt, sondern allmählich.

Ansonsten hat meiner Meinung nach der Preisanstieg am Freitag gezeigt, wie wenig der momentane Ölpreis von Produktionszahlen beeinflusst wird. Es gab ja keine Meldung über Rückgang der Ölförderung o.ä., die den Anstieg um ca. 10% ausgelöst hat, sondern es war u.a. die USD-Schwäche und sonstige Spekulationen, die dahinter standen.


Beim EEG sollte man nicht übersehen, dass zwei Erfolgsfaktoren wirklich die langjährige Vorgabe von verlässlichen Rahmenbedingungen und die kontinuierliche Absenkung der Mindestvergütungen war.
Das bleibt auch weiterhin erhalten.
Daneben gibt es wichtige Ergänzungen - wie jetzt die zusätzliche Degression bei Überschreitung von jährlichen Installationsgrenzen oder die neue 1 MW-Grenze für Dachanlagen oder beim letzten Mal die deutliche Absenkung für Freiflächenanlagen.

Eine weitere Anpassung schon nach der nächsten Bundestagswahl oder in 2010 halte ich für unwahrscheinlich und das wäre in meinen Augen auch hektischer Aktivismus als überlegtes Handeln. Es dürfte eher so, wie bisher laufen, dass in 2010 die Diskussionen beginnen und erst nach ca. 1-2 Jahren tatsächlich zu einer Gesetzesänderung führen.

Und wie ehrgeizig die Vorgabe von kontinuierlichen Preisreduzierungen um ca. 9% p.a. ist, wird sich zeigen. Für die Hersteller ergeben sich die Einnahmen eben nicht (wie auch von der FAZ mal wieder kurzsichtig unterstellt) allein aus dem Preisniveau und den Verkaufszahlen in Deutschland. Wenn jetzt in Spanien auch die Vergütung sinkt (ich bin nicht auf dem laufenden, ob die neuen Förderbedingungen dort überhaupt schon fest stehen?) und/oder die Absatzmengen zurückgehen, dann kann sie das ganz empfindlich treffen. Aus der bisherigen Mischung (sehr hohe Rendite Spanien + hohe Rendite Deutschland + minimale bis mittlere Rendite Rest der Welt) wird dann plötzlich eine andere (moderate Rendite Deutschland/Spanien + minimale Rendite Rest der Welt).

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.260.498 von meinolf67 am 07.06.08 13:44:42

ist eine diss - habe sie leider nur in papierform von shaker hier vorliegen ...

einige unterschiede zu csg sind (wenn ich das mit csg richtig sehe) :

-verwendung von sihcl3 anstelle von sih4 bei der pecvd-abscheidung (da wollte ich gerade nochmal rechnen ...)
- dickere abscheidung -> 20 um - das korreliert mit rückseitenreflektor eigentlich auch besser mit dem was ich bspw. in dem guten büchlein von brendel zu dünnschicht si gelesen habe - ich würde gerne wissen, warum csg nur 2um verwendet (spannungen ?, zu lange abscheidung ?, ehedem noch soviel lebesdauerverkürzende korngrenzen, etc, daß mehr absorption nicht viel am eta ändert, .. ???)

- verwendung eines anderen barrierestacks auf Ti/W-basis, der auch als rückseitenkontakt verwendet werden kann ...

- rekristallisierung eben mit elektronenstrahllinienquelle - ziemlich zügiges verfahren - lkrutzzeitig völlig aufschmelzung -> zonenziehverfahren - allerdings begrenztes therm. budget durch kurze sehr lokalisierte einwirkung - so daß glas nicht schmilzt in verbindung mit barriereschicht ...
bei csg findet das ganze thermisch über einen relativ langen zeitraum statt, oder ?

(-verwendung einer heterostruktur für pn-kontakt)

soweit in kürze ein paar punkte ...

[XDA]

Grüne Kritik an der EEG-Novelle: Solarstrom-Vergütung soll stärker gesenkt werden als im Bundestag behauptet

"Vor allem aufgrund der sehr deutlichen Verschlechterung der Vergütung für Solarstrom konnten wir heute im Bundestag der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nicht zustimmen", kommentierte Hans-Josef Fell, Sprecher für Energie- und Technologiepolitik der Bundestagsfraktion Bündnis 90 / Die Grünen, die Ablehnung der EEG-Neufassung durch seine Fraktion am 06.06.2008. "Die Vergütungen für die Photovoltaik sollen teilweise weit deutlicher abgesenkt werden, als dies in der heutigen Debatte im Bundestag behauptet wurde", betonte Fell in einem Rundschreiben. Die Senkung der Vergütung für Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 1.000 Kilowatt von gegenwärtig rund 44 Cent auf 33 Cent im Jahr 2009 entspreche einem Rückgang von 25 Prozent, rechnet Fell vor. Noch im Umweltweltausschuss hätte die Union behauptet, dass für diese Anlagengröße eine jährliche Senkung der Anfangsvergütung ab dem 1.1.2009 in Höhe von zwölf Prozent festgelegt worden sei. Eine Überprüfung der Aussagen vor der Ausschusssitzung hätte die Regierungskoalition zuvor vereitelt, kritisiert Fell. Sie hätten den Ausschussmitgliedern ihre Änderungen erst unmittelbar vor der Ausschusssitzung zur Verfügung gestellt.


Fell: "Mix von Verschweigen und falschen Aussagen"

Noch in der Plenumsdebatte vom 6. Juni habe Maria Flachsbarth (CDU) gesagt: "… haben wir hier gegenüber dem Regierungsentwurf eine noch stärkere jährliche Absenkung der Vergütung zwischen 8 und fast 13% - vor allem für größere Anlagen über 1.000 kW - festgelegt", zitiert Fell. Die SPD habe dies weder im Umweltausschuss noch während der Plenardebatte richtig gestellt, so der Grünen-Sprecher. "Mit diesem Mix von Verschweigen und falschen Aussagen wurde nicht nur Opposition getäuscht, sondern auch die Medien, die nicht korrekt berichten konnten, sowie die Solarunternehmer und die Aktionäre, die von falschen Tatsachen ausgehen mussten. Wir fordern die Bundesregierung auf, diese Absenkung wieder zurück zu nehmen", so Fell.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.265.216 von XDA am 09.06.08 09:52:36

wie in Posting #13 vorgerechnet. es sind sogar 25,8%

[meinolf67]

By Jason Szep

BOSTON, June 6 (Reuters) - Apple Inc is considering harnessing the sun to power its iPod music players. California's Ironwood prison is installing more than 6,000 solar panels, and Boston's Fenway Park is tapping solar power for Red Sox baseball games.

After decades on the fringe, solar power is closing in on America's mainstream as surging fossil fuel prices and mounting concern over climate change spur states, businesses and homeowners into a quickening embrace with alternative energy.

Panels bolted to roofs to convert sunlight into electricity are still too expensive in most regions to compete with cheaper, less environmentally friendly fuels like coal without generous subsidies. Solar's high costs have kept the resource out of reach for many residences and businesses,.

But not for long, industry analysts and scientists say.

The tipping point at which the world's cleanest, most renewable resource is cost-competitive with other sources of energy on electricity grids could happen within two to five years in some U.S. regions and countries if the price of fossil fuels continues to rise at its current pace, they add.

"In the long run -- as in two to three years -- you should see competitiveness especially with the grid in a number of regions in the world," said Vishal Shah, an analyst who tracks the industry at U.S. investment bank Lehman Brothers.

Tom Werner, chief executive of SunPower Corp (SPWR.O: Quote, Profile, Research), the largest North American solar company by sales, sees such "grid parity" for solar power in the United States and elsewhere happening in about five years, or possibly as soon as 2010.

"That's actually more aggressive than what we would say previously, and that's because the cost of electricity is going up faster than we had ever modeled," Werner said an interview at the Reuters Global Energy Summit on June 3.

"It is becoming more and more clear it is a real possibility, and we believe, a reality," he said.

Richard Feldt, chief executive of U.S. solar panel maker Evergreen Solar Inc (ESLR.O: Quote, Profile, Research), calls grid parity the industry's "Holy Grail" and sees it happening in about five years. "It's not far away," he said in an interview.

Suntech Power Holdings Co Ltd (STP.N: Quote, Profile, Research), one of the largest of a growing number of Chinese solar companies, sees the same five-year timeline, thanks to increasing supplies of silicon that will help drive down costs.

In the United States, much depends on November's U.S. presidential and congressional elections.

A Democratic win of the White House, and possibly greater Democratic control of Congress, could spur aggressive U.S. measures to limit climate-warming emissions of carbon dioxide -- including legislation opposed by President George W. Bush that would cap emissions from 86 percent of U.S. facilities.

If passed, such cap-and-trade provisions would make it costlier to emit carbon into the atmosphere and discourage the burning of fossil fuels. The economics of solar and other cleaner energy sources would be more competitive.

Democrat Barack Obama wants to require U.S. utilities to generate 25 percent of their electricity from renewable sources like solar by 2025. Republican John McCain has campaigned on his support for alternative energy sources but Democrats have questioned his voting record on those issues in Congress.

"Obama or McCain would be better than Bush," said Feldt.

BOOM TO BUST?

Although solar power is easily installed, building solar panels is expensive because of tight supplies of silicon, their costliest element. Most industry analysts expect a constraint on silicon supplies to end within two years. But they are divided on whether this would help or harm the industry.

Some say a drop in silicon prices would tip the scales from boom to bust by dramatically boosting supply of photovoltaic panels that make up 90 percent of sales in the industry.

Such panels use refined crystalline silicon. But rival technologies are emerging such as thin-film panels that require almost no silicon, raising the possibility of a costly battle in the industry over which type of solar power will dominate.

"The solar industry will look very different just two years from now," said Ted Sullivan, a senior analyst at Lux Research, a New York market consultancy.

He said he expects "a shake-out among companies that aren't prepared to thrive in this new environment -- particularly crystalline silicon players that haven't invested in new thin-film technologies."

Those concerns have helped to cool red-hot solar panel stocks, a volatile sector that also faces uncertainty over whether the U.S. Congress will renew tax incentives that expire at the end of the year.

Shares in California-based SunPower Corp (SPWR.O: Quote, Profile, Research) are down nearly 60 percent this year, Colorado-based Ascent Solar Technologies Inc (ASTI.O: Quote, Profile, Research) has shed 50 percent and Evergreen has lost about 40 percent of its value this year.

That compares to a heady 2007 when industry leader SunPower rose 253 percent from the start of last year to the end, Ascent surged 785 percent and Evergreen shot up 134 percent.

Some analysts urge investors to look beyond volatility in the near term to a promising future for solar in energy-thirsty nations such as the United States, which could overtake Germany as the world's top solar market within four years, according to the European Photovoltaic Industry Association, a lobby body.

"While silicon oversupply in mid-2009 is likely to pressure companies' margins, we believe investors at some point will become comfortable with solar's improving costs," said Ronan Wolfsdorf, a solar and renewable energy analyst at consultants Macroenergy Monitor in Cambridge, Massachusetts.

"The solar market needs to cross this great divide, and a lot of that has to do with cost. But one thing to remember is that tougher regulations on emissions of carbon into the atmosphere are going to translate into higher prices for electricity produced by conventional sources," he said.

"That will make solar more competitive in the long run."

Under laws in 25 U.S. states and Washington D.C., solar and other clean energy sources such as wind must constitute up to 30 percent of a utility's energy portfolio in five to 15 years. Just 10 states had such requirements in 2003.

And some businesses are bringing solar to the masses. Engineers at computer maker Apple applied for a patent for solar panels that would power mobile devices like its popular iPod digital media player without plugging them in.

The 2007 World Series-winning Red Sox baseball club last month became the first professional sports team to go solar, installing solar hot water panels that will replace a third of the gas used to heat water at Boston's historic Fenway Park.

The United States -- the world's fourth-largest solar power market after Germany, Japan and Spain -- saw nearly 150 megawatts of solar capacity come online in 2007, up 45 percent from 2006, for a total of 750 megawatts, according to the Solar Energy Industries Association, a U.S. trade group.

That is about enough to power about 550,000 homes.

If its subsidies continue, the United States could generate as much power from solar panels as two-and-a-half typical nuclear reactors in four years -- or about 2.55 gigawatts, according to the European Photovoltaic Industry Association's data.

That association sees global nuclear capacity reaching 44 gigawatts in four years -- the equivalent to the power capacity of 44 nuclear reactors. (Reporting by Jason Szep; Additional reporting by Nichola Groom in New York; Editing by Eddie Evans) (For pix click here#a=1) (For video click here)

[SLGramann]

Eine Anmerkung zum Einfluss des Siliziumpreises auf die Gesamtkosten:

Am 06.06. hat das chinesische PV-Unternehmen Trina seine Q1-Zahlen geliefert. Das intersssante an Trina ist, dass sie vom Ingot bis zum Modul gleichgewichtet vollintegriert sind: "capacity to approximately 200 MW for each of ingot, wafer, cell and module production as of March 31, 2008".

Sie müssen also "nur" das Silizium zukaufen.

Ihre Gesamtkosten bis EBIT lagen in Q1 bei 3,39 Dollar pro Watt. Davon entfielen laut dicki, der den CC mitgehört hat, auf die Unit Costs 2.93 Dollar mit 1.17 non silicon + 1.76 silicon.

M. Rogol hat die durchschnittlichen Si-Produktionskosten im Januar 2008 auf etwa 30 US-Cent pro Watt geschätzt.

Ich gehe deshalb davon aus, dass die Si-Preise schon heute keinesfalls über 50 Cent pro Watt liegen müssten, inkl. ziemlich anständiger Margen für die Produzenten.

Damit lägen sämtliche Kosten schlagartig um 1,26 Dollar / Watt niedriger:

"fully loaded" bis EBIT: 2,13 Dollar pro Watt und reine Unit Costs bei 1,67 Dollar pro Watt.

Das ist ziemlich spannend, finde ich jedenfalls. Es wird höchste Zeit, dass die irrsinnige Preisgestaltung im Siliziumbereich korrigiert wird. Das Maß der Wertschöpfung, der in diesen Bereich umgelenkt wird, ist vollkommen unverhältnismäßig und zum Glück mit Sicherheit nicht nachhaltig. Die Rohstofflieferanten müssen wieder auf eine dienende Rolle beschränkt werden. UMG-Si wird hoffentlich den dafür notwendigen Druck erzeugen.

[SLGramann]

PV wird von den ganz Großen entdeckt. Erst schluckt Bosch (41 Milliarden Euro Umsatz) Ersol und jetzt steigt Hyundai ganz neu in den Markt ein - und gleich mit 250 MW Kapazität. Man fragt sich, welche Silizium-Beschaffungsstrategie dahinter steckt. Vor allem fragt man sich, was in 2 oder 3 Jahren die Worte "groß" und "klein" bedeuten werden...


Blaubeuren, 10. Juni 2008 - Die centrotherm photovoltaics AG, international führender Anbieter von Technologie und Dienstleistungen für die Herstellung von Solarzellen und Solarsilizium, verbucht einen weiteren Geschäftserfolg im Zukunftsmarkt Korea: Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. hat fünf schlüsselfertige Produktionslinien ('Turnkey') à 50 Megawatt (MW) zur Herstellung von kristallinen Solarzellen bestellt.

[SLGramann]

Das liest sich aus meiner Sicht unglaublich schlecht:

Spain's solar industry association to accept cap and lower feed-in tariff

Spain's ASIF (Asociación de la Industria Fotovoltaica) has acknowledged the need for a power cap in the new royal decree. Notwithstanding, ASIF wants the figure to be above 1,200 MW, the government's latest proposal.

7/6/2008

Mr Javier Anta, ASIF's President, presented yesterday the "ASIF 2008" report, which shows an outlook of the solar PV industry during 2007. According to the report, the installed capacity reached 600 MW by the end of 2007, with an increase of 410% from the year before. Spain thus became the world's second largest market, after Germany. Only in 2007, an impressive 435 MW were installed in Spain, which represents an increase of 408% from the 2006 numbers.

Just over half a billion euros were invested in the solar PV manufacturing industry in Spain last year. The country is trying to become competitive in an industry traditionally dominated by German, Japanese and -lately- Chinese companies. In total, 347.2 MW of solar panels were manufactured in Spain last year, or 18% of the world's capacity.

Mr Anta acknowledged that the solar PV market has grown in the last years in Spain in an unsustainable way. For this reason, ASIF is calling for a "more adjusted" situation. In this sense, the association has acknowledge the need for a capacity cap, which should be well above 1,200 MW (this was the figure suggested by the Spanish Department of Industry in its latest proposal, presented some months ago).

"I don't think the government is going to present a cap that is already surpassed by the market", said Mr Anta after explaining that at the moment there are 830 MW installed in the country, with approximately 100 new megawatts being connected to the grid each month.

Joint proposal
APPA (Spanish Association of Renewable Energy Producers) and ASIF are currently working on a joint proposal to be presented to the Department of Industry. ASIF has already announced that a drop of 30% in the current feed-in tariff would be acceptable. They also hope that the new tariff is variable depending on the plant's capacity (i.e. bigger plants would get a lower feed-in tariff).

Given the fact that technology prices are expected to go down rapidly, ASIF is also willing to accept a so-called flexible photovoltaic tariff, which would drop by a percentage (between 2% and 10%) each year.

In the coming weeks, Mr Anta will meet Mr Pedro Marín, the country's Secretary General for energy, in order to discuss the new proposal. The new (definitive) proposal is expected to be presented after the summer.

ASIF has announced that in order to ensure sustainability, they will propose a cap of 480 MW for 2009, expecting to see the industry grow by 20% per year from then.

For additional information:
www.asif.org

[XDA]

OC Oerlikon: Oerlikon Solar leitet rechtliche Schritte gegen Sunfilm AG ein

Pfäffikon (aktiencheck.de AG) - Oerlikon Solar, die Solarsparte des schweizerischen Mischkonzerns OC Oerlikon Corporation AG (ISIN CH0000816824/ WKN 863037), hat wegen möglicher Patentrechtsverletzung rechtliche Schritte gegen die Sunfilm AG eingeleitet.

Den Angaben zufolge ist Oerlikon neben seinen eigenen Patentrechten als weltweit einziger Hersteller exklusiver Lizenznehmer mehrerer Patentfamilien für Produktionssysteme zur Erzeugung von Dünnschicht Silizium Photovoltaik-Zellen auf Glas. Oerlikon Solar's IP Portfolio umfasst ein europäisches Patent, das die Grundlagen der micromorph Tandemzellentechnologie beschreibt, eine exklusive Lizenz, die Oerlikon 2003 vom IMT, Universität von Neuchatel (Schweiz) erworben hat.

Wie Oerlikon weiter mitteilte, hat die Sunfilm AG ihre Absicht öffentlich gemacht, mit Tandem Photovoltaik Modulen in den Markt einzutreten, unter Verletzung der bestehenden Exklusivlizenzen von Oerlikon. Oerlikon ist der Ansicht, dass die in Sachsen angesiedelte Produktionsanlage darauf ausgelegt ist, sowohl die Methode als auch das Produkt gemäß seinem Patent zu verletzen. Eine Klage wurde am 10. Juni beim Landgericht in Düsseldorf eingereicht.

Die Aktie von OC Oerlikon verliert in Zürich aktuell 2,65 Prozent auf 331,00 Schweizer Franken.

[lieberlong]

11.06.2008 17:46
GE Becomes Majority Shareholder in Emerging Solar Technology Company

GE (News/Aktienkurs) Energy today announced that it has increased its equity share in PrimeStar Solar, Inc., an emerging solar thin-film technology and manufacturing company. GE already held a minority equity share of PrimeStar Solar, as announced in September 2007.

PrimeStar Solar, headquartered in Golden, Colo., was formed in June 2006 to develop and commercialize thin-film photovoltaic modules. The company has 60 employees, including a core management team with more than 100 years of thin-film equipment and process experience.

“Increasing our stake in PrimeStar Solar to a majority interest underscores our continuing commitment to solar energy. GE Energy believes that renewable resources, including wind and solar, will play an ever increasing role in the future of the global energy industry,“ said Victor Abate, vice president of renewables, GE Energy.

“We are pleased by GE Energy's vote of confidence in the PrimeStar team,“ said Brian Murphy, chairman and CEO of PrimeStar Solar.

Solar is playing an increasing role in GE Energy's renewable energy portfolio and is expected to grow even more as energy costs continue to rise.

GE Energy is at the forefront of the renewable energy industry. In addition to solar, GE's renewable energy portfolio consists of wind and biomass. As the leading U.S. supplier of wind turbines, GE Energy's installed fleet of more than 8,500 1.5-megawatt wind turbines recently surpassed 115 million operating hours in commercial service worldwide.

Renewable energy technologies are key elements in ecomagination, GE's corporate-wide initiative to address challenges such as the need for cleaner, more efficient sources of energy, reduced emissions and abundant sources of clean water. Under ecomagination, which was launched in May of 2005, GE will invest $1.5 billion annually in research in cleaner technologies by 2010, up from $700 million in 2004.

About GE Energy

GE Energy (www.ge.com/energy) is one of the world's leading suppliers of power generation and energy delivery technologies, with 2007 revenue of $22 billion. Based in Atlanta, Georgia, GE Energy works in all areas of the energy industry including coal, oil, natural gas and nuclear energy; renewable resources such as water, wind, solar and biogas; and other alternative fuels. Numerous GE Energy products are certified under ecomagination, GE's corporate-wide initiative to aggressively bring to market new technologies that will help customers meet pressing environmental challenges.

About GE

GE is Imagination at Work“”diversified technology, media and financial services company focused on solving some of the world's toughest problems. With products and services ranging from aircraft engines, power generation, water processing and security technology to medical imaging, business and consumer financing and media content, GE serves customers in more than 100 countries and employs more than 300,000 people worldwide. For more information, visit the company's Web site at http://www.ge.com.

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.278.871 von SLGramann am 11.06.08 09:18:28

Das liest sich aus meiner Sicht unglaublich schlecht:

Spain's solar industry association to accept cap and lower feed-in tariff ...

Würde ich nicht so sehen.
Grundsätzlich ist doch allen klar, dass so ein Schritt in Spanien kommen wird und muss. Über die Vergütungshöhe ist ja in dem Text noch nichts ausgesagt und bei dem Deckel wird sich wahrscheinlich auch noch etwas tun.
Selbst wenn sie jetzt einen zu knappen Deckel festsetzen würden, könnten sie das ja in einem Jahr dann wieder korrigieren.

Und wer weiss, ob sie nicht wieder so einen handwerklichen Fehler machen, wie beim letzten Mal. Den Deckel (500 MW oder so?), der aktuell noch gilt, konnte ja auch auf relativ einfache Art sehr deutlich überschritten werden.

Also dramatisch schlecht finde ich das nicht, was da über die zukünftige Situation in Spanien gesagt wird.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.287.920 von JoergP am 12.06.08 11:09:18

Eine drastische(!) Absenkung der Tarife in Spanien ist ganz sicher geboten. Aber der Deckel macht mir Sorgen. Vor allem, wenn der generell für alle Leistungsklassen und nicht nur für Großanlagen gilt. Außerdem finde ich es problematisch, dass sich die Neuregelung scheinbar bis zum Herbst verzögern wird. Damit dürfte der spanische Markt spätestens ab August bis zur Neuregelung ziemlich tot sein.
Wer in Deutschland Module kaufen will, kann insofern vielleicht auf einen Preisrutsch im Spätsommer spekulieren.

Ich rechne für 2008 trotzdem mit einem Zubau von mindestens 1 GW in Spanien. Bei einem 500 MW-Deckel in 2009 wäre das dann ein Markteinbruch von 50% + x.

Ich glaube, die weltweite Modulkapazität wird in 2009 bei gut 13 bis 15 GW liegen. Wenn Spanien davon mal gerade 500 MW aufnimmt, ist das nicht gerade überzeugend.

Ich rechne immer mehr damit, dass es 2009 einen heftigen Preiseinbruch geben wird. Was vielleicht auch gar nicht so schlecht wäre...

[SLGramann]

Anne Kreutzmann hat in der neuen Photon (6/2008) ein schönes Editorial geschrieben. Tenor: UMG-Si funktioniert und wird als Massenprodukt kommen.

Sie denkt das Szenario konsequent zu Ende und kommt deshalb zu folgenden Aussagen:

"...spricht nichts dagegen, eine umg-Siliziumfabrik für 50.000 oder auch 100.000 Tonnen hinzustellen." ... "lässt sich schwer voraussagen, wie schnell es dann Richtung 50 oder 100 Gigawatt geht".

Es mag wie Spinnerei klingen, aber wenn UMG-Si funktioniert - und es spricht inzwischen viel mehr dafür als dagegen - dann wird sie wohl recht behalten.

Meine Folgerungen für 2010 bis 2012 und danach:

- Preisverfall bei Siemens-Si in Richtung der Produktionskosten und teilweise darunter

- Preisverfall der Module zunächst bis an den Punkt, wo die Technik für Großkraftwerke interessant wird

- Einstieg von Großkonzernen in den PV-Markt (Siemens, Samsung, Intel, IBM usw. als mögliche Kandidaten, aber auch Ölmultis etc.)

- Maschinen-Zulieferer als größter Engpass (AMAT, Centrotherm, usw.)

- Dünnschicht bekommt erhebliche Probleme

- erbarmungsloser Preiskampf (Skaleneffekte, Zell-Technologie, Vertriebsstärke als Werttreiber, Siliziumproduktion und Waferfertigung als absolutes Niedermargengeschäft)

- Wegfall aller staatlichen Förderprogramme

Okay, lacht mich aus - aber ich halte das für das wahrscheinlichste Szenario.

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.300.153 von SLGramann am 13.06.08 19:40:20

ich bin ganz bei dir - und grins mir einen ...

allerdings bin ich hinsichtlich dünnschicht noch nicht schlüssig - bei mir tage die geschworenen noch - der vorteil von dünnschicht ist imo in the long run nicht die si-ersparnis sondern möglicherweise der durchsatz, der erreichbar sein könnte ...

[meinolf67]

Intel, GoldmanSachs und Solon machen gemeinsame Sache...

16.06.2008 17:01
SOLON erwirbt strategische Beteiligung an SpectraWatt
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Berlin (aktiencheck.de AG) - Der Solartechnikkonzern SOLON AG (ISIN DE0007471195 (News/Aktienkurs)/ WKN 747119) meldete am Montag, dass er sich als strategischer Partner an der amerikanischen SpectraWatt Inc. beteiligt.

Die anderen Gesellschafter an dem neu gegründeten Unternehmen sind Intel Capital, eine Tochter des US-Chipherstellers Intel Corp. (ISIN US4581401001 (News/Aktienkurs)/ WKN 855681), Cogentrix Energy LLC, eine Tochter der Goldman Sachs Group Inc. (ISIN US38141G1040 (News)/ WKN 920332), sowie der auf Erneuerbare Energien spezialisierte Investor PCG Clean Energy and Investment Fund. Der Anteil von SOLON an SpectraWatt liegt bei rund 16 Prozent. SpectraWatt mit Sitz in Hillsboro (Oregon) plant die Herstellung von hocheffizienten Solarzellen auf Siliziumbasis. Erste Lieferungen sind für Mitte 2009 vorgesehen.

Den Angaben zufolge gewinnt SOLON mit diesem Engagement einen neuen strategischen Zulieferer und verbreitert so weiter seine Lieferantenbasis. Die Zusammenarbeit mit dem amerikanischen Partner bilde zudem die Grundlage für den künftigen Ausbau des USA-Geschäfts und stelle damit einen weiteren Schritt in der Internationalisierungsstrategie des Unternehmens dar.

[meinolf67]

siehe Vorhersage M.4 in Posting #4

[SLGramann]

Meinolf, es ist hoffentlich okay, wenn ich hier "Grid-Parity-Daten" diskutiere? Will ja nicht rummüllen...

Aber folgendes finde ich interessant:

Figure 3. Average Retail Price of Electricity Sold by U.S. Electric Power Industry, 1960-2006
- m.E. ist das inflationsbereinigt


Average Electricity Prices in the United States

The 2006 price of residential electricity in the United States is 10.4 cents per kWh.

Figure 4. U.S. Electric Industry Residential Average Retail Price of Electricity by State, 2006 (Cents per kWh)



Daten sind von der EIA.

Seit 2006 dürfte sich einiges getan haben:

16.06.2008:
By Paul Davidson, USA TODAY

Here's a shocker: Electricity bills are heading up. Way up.

Utilities across the USA are raising power prices up to 29%, mostly to pay for soaring fuel costs, but also to build new plants and refurbish an aging power grid.

Even more dramatic rate increases are ahead. The mounting electric bills will further squeeze households struggling with spiraling gasoline prices.

"Consumers now face a tough reality on electricity," says Mark Cooper of Consumer Federation of America.

The increases come after rising fuel prices already have driven up utility bills nearly 30% in the past five years, the sharpest jump since the 1970s energy crisis. Fuel costs are again the main culprit. In Virginia, Potomac Edison, citing high coal and natural gas prices, plans to raise rates 29% on July 1, pushing an average monthly residential bill from about $70 to $90. AmerenUE, Missouri's largest utility, recently asked for its first rate increase in 20 years, a 12.1% boost, mostly to cover higher fuel costs. Customers of Public Service Co. of Oklahoma were socked with a 25% rise on June 1.

The price of coal, which fires half of U.S. power plants, has doubled since last year, largely because of surging energy use in countries such as China and India. Natural gas prices are up nearly 50% on high U.S. demand. In California, drought has forced Pacific Gas & Electric to replace cheap hydroelectric power with natural gas, helping to prompt it to seek 13% rate increases.

The cost to build a power plant has also gone up, more than doubling since 2000. South Carolina Electric & Gas wants to boost rates 37% by 2019 to cover its share of two nuclear reactors costing $10 billion.

Some utilities are seeking several increases. In New York City, Con Edison, which raised rates 4.7% in April, seeks increases of 5% in each of the next three years to fund $5.5 billion in equipment after a 2006 Queens blackout. That's on top of an anticipated 13% rate increase this summer for higher fuel charges. "We must make sure that our system has the highest reliability," says Con Ed spokesman Michael Clendenin.

Queens Assemblyman Michael Gianaris says Con Ed wasted funds on new plants elsewhere and urges regulators to reject the proposal. "I say not one penny more until reforms are done," he says.

Expect bigger rate shocks if federal legislation, anticipated by 2010, passes and forces coal-fired generators to pay fees to emit global-warming gases. American Electric Power, the largest coal-fired generator, will have to raise rates 115% to pay higher fuel costs, build new plants and recover global-warming fees, says Hugh Wynne of Bernstein Research. But Wynne says regulators could temper increases by trimming profits.


Fazit:

Gestehungskosten von unter 20 US-Cent in Kalifornien dürften in diesem Bundesstaat flächendeckend Grid-Parity bedeuten. Interessant finde ich auch, dass die Preise für Haushalte und die Preise für Sonderkunden nicht ganz so weit auseinander sind, wie in Deutschland.

Frage: Bei welchen BOS-Kosten habe ich dort unter 20 Cent Erzeugerkosten?

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.311.508 von SLGramann am 16.06.08 18:05:08

Na ja, zumindest bis zum Januar 2008 hat sich dann wohl im Landesdurchschnitt seit 2006 so ziemlich nichts getan...
(für die nächsten zwei, drei Jahre zählt aber wohl vor allem Kalifornien und nicht der Landesschnitt)

Figure 4: Average Retail Price of Electricity to Ultimate Customers by End-Use Sector, Year-to-Date through January 2008 and 2007



Was mich wirklich interessieren würde, wären Daten aus Japan. Japan ist beim richtigen Preis sicher für einen GW-Markt gut. Ich habe gelesen, dass die Einstrahlungsleistung dort etwa 20% höher ist, als in Deutschland (Durchschnittwerte). Aber was ist mit den Strompreisen? Man sagt immer, dass die in Japan "irre hoch" sind, aber ich habe im Hinterkopf, dass das so nicht (mehr) stimmt, seit der Markt liberalisiert worden ist.

Leider weiß ich nichts genaues. Ich finde diese Fragen aber extrem wichtig, weil ich glaube, dass sich aus den Grid-Parity-Daten vor allem für Kalifornien und Japan so etwas wie eine vorläufige Untergrenze eines möglichen und sogar wahrscheinlichen Modulpreis-"Crashs" ergibt.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.312.636 von SLGramann am 16.06.08 21:46:10

Okay, zunächst letzter Beitrag zum Thema "Strompreise in USA":




Meine Vermutung ist, dass die EIA die Preissteigerungen für 2008 und 2009 unterschätzt, so wie sie eigentlich auch die Entwicklung des Öl- und Gaspreises immer wieder systematisch unterschätzt hat. Da nimmt sie sich nichts mit der IEA und anderen amtlichen "Gesundbetern" der fossilen Energiewirtschaft. Hat trotzdem spannende Zahlen auf ihrer klasse Website zu bieten!

[SLGramann]

Noch ein paar Daten aus Europa (Quelle ist das Buch "Sichere Energie im 21. Jahrhundert").

Endverbraucherpreise in Cent pro kWh im Jahr 2007 (wohl inkl. Steuern):

- Belgien: 15,81
- Dänemark: 25,79
- Frankreich: 12,11
- Italien: 23,29 (!)
- Spanien: 12,25
- Deutschland: 19,49

Leider nict aufgeführt waren Portugal und Griechenland. Soweit ich weiß, sind die Preise in Portugal recht hoch.

Was man klar sieht, ist, dass in Spanien ohne Subventionen noch nicht viel geht. Italien dürfte aber schon bald ziemlich interessant werden. Aber PV braucht auf jeden Fall politische Rückendeckung (Besteuerung, Netzzugang usw.) - da trau ich der derzeitigen italienischen Regierung nicht viel Gutes zu.

Ich hoffe weiter, dass ich noch irgendwelche Daten aus Japan finden werde...

[meinolf67]

mehr zu Spectrawatt:

17.06.2008, 14:39 Uhr Meldung drucken | Artikel empfehlen

Intel investiert gemeinsam mit der Solon AG in neues Solarunternehmen

Feldkirchen – Der Computerchip-Hersteller Intel hat bekannt gegeben, dass sich seine weltweite Beteiligungsgesellschaft Intel Capital als Hauptinvestor für den neuen Solarzellen-Produzenten Spectra Watt Inc. engagiert. Spectra Watt entsteht aus Kernbereichen eines von der Intel New Business Initiatives Group entwickelten Business Start-up Projekts. Die Investition von Intel beläuft sich nach eigenen Angaben auf 50 Millionen US-Dollar und verfolgt das Ziel, erneuerbare Energiequellen durch innovative Solartechnologie zu fördern. Der von Intel initiierten Investitionsgemeinschaft haben sich Cogentrix Energy, LLC, eine hundertprozentige Tochtergesellschaft der Goldman Sachs Group Inc., PCG Clean Energy and Technology Fund (PCG CETF) sowie die SOLON AG angeschlossen. Die Geschäftsabwicklung wird voraussichtlich im zweiten Quartal 2008 abgeschlossen sein.

Solarzellen-Produktion in Oregon
Spectra Watt wird Photovoltaikzellen für Solarmodul-Hersteller entwickeln und fertigen. Dabei sollen besonders zukunftsweisende Solarzellentechnologien sowie Verbesserungen im Bereich Produktionsprozess und Ressourcen im Mittelpunkt der Entwicklungstätigkeiten stehen, teilte Intel mit. Spectra Watt geht davon aus, bereits in der zweiten Jahreshälfte 2008 in seiner neuen Entwicklungs- und Fertigungseinrichtung in Oregon starten zu können. Erste Produktlieferungen sind ab Mitte des kommenden Jahres (2009) geplant.

„Spectra Watt ist ein sehr gutes Beispiel dafür, wie sich neue innovative Technologien aus unternehmerischem Denken und Engagement innerhalb Intels entwickeln können“, meint Arvind Sodhani, President Intel Capital und Executive Vice President der Intel Corporation. „Dies ist eine wichtige Investition für Intel im wachsenden Bereich Cleantech. Wir freuen uns darauf, mit dem neuen Unternehmen zu arbeiten und sein Wachstum weiter zu fördern.“

[meinolf67]

Ein Gedanke zu umg-SI:

Hatte letzte Woch ein Gespräch mit jemandem, der mich darauf aufmerksam machte, dass rein aus Entropiegründen mit einer höheren Degradation von umg-SI Modulen zu rechnen sei, als bei klassischem Poly.

Das ist simpel und einleuchtend.

Allerdings ist die Frage, wie sich das quantitativ auswirkt.

Tritt signifikante Degradation innerhalb von 1, 10, 100 oder mehr Jahren auf?

Wer weiß was?

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.232.103 von meinolf67 am 04.06.08 01:17:33

Habe einen weiteren META-Thread zu indischen Solarwerten eingerichtet: Thread: Indische Solarfirmen



Zur Erinnerung nochmal #7 mit der Übersicht aller anderen

"META-Threads:

Dünnschichtproduzenten und -projekte in aller Welt: Thread 1135121

Hier wird alles gesammelt, was sich an Veröffentlichungen über neue Projekte oder Fortentwicklungen bestehender Projekte finden läßt


Solar-Si-Projekte in aller Welt: Thread 1140267

analog für SI


US-Solargesetzgebung: Thread 1140409

hier versuche ich Infos zum ITC zu sammeln


PPA - Materialübersicht: Thread 1139296

hier gibt es Infos zum wichtigsten Vertriebskanal in den USA, den PPAs


anstehende Solar-IPOs: Thread 1127734


und für alles, was nirgends sonst reinpaßt: Thread 1138096"

[meinolf67]

June 17, 2008 1:49 PM PDT
Tech giant Intel joins IBM and Applied in big solar bet
Posted by Neal Dikeman 9 comments
Following on the 2006 and 2007 announcements of technology giants Applied Materials and IBM moving into the solar sector, Intel has joined the fray in 2008 with the spinout of SpectraWatt, its newly created solar division.

I had a chance to chat with Andrew Wilson, a longtime Intel guy who is the CEO of Spectrawatt, about what he is doing. The venture is the result of the last 3 years of extensive business planning, that Andrew said grew out of an off the cuff conversation he had internally four years ago.

While they have very early stage development in the works for some new and novel technology to reduce the manufacturing costs of solar cells, they are not sharing details. The Spectrawatt core business today will be about building a company to manufacture crystalline silicon based solar cells. In the near term the business will be buying wafers and manufacturing cells. According to Andrew, they have a significant supply of silicon secured, and while he cannot say who the vendors are, at least one of those vendors will likely be announcing soon, as the Spectrawatt contract is a material event for them.

So the first question is why x-Si and not thin film? Besides the obvious that it is far and away the biggest market today and a natural fit for Intel, Andrew added two more. Customers care about per kwh cost, and all things equal, how much energy they can get out of the real estate they have (read, efficiency matters). So they think x-Si makes a lot more sense than thin film, especially given the additional issues around stability, manufacturing complexity and materials resource constraints.

Andrew did say that they may vertically integrate later. So I asked why did they start at cells? Andrew explained that since the business comes out of Intel, and Intel is accomplished at processing wafers into products, cells made sense to start with. And at the end of the day they hold the view that the biggest point of value in solar value chain is in creating the cell, moving from low value silicon to high value device. They consider it the largest single value add step.

Andrew and I are in agreement that 2004 was a kind of a magic year changing what the photovoltaic industry is. Andrew stated it was the first year where the average company in every segment of the value chain in solar became profitable. So given today's environment Intel and Spectrawatt could have conceivably started at numerous places in the value chain. This is where the vertical integration may come in. His view on the silicon supply is that no glut is coming, or at least not a long lived one. The end demand market is growing at 30 to 40% per year, and the silicon supply that is coming on line is in large part subject to long term contracts with fixed prices. The silicon supply additions then are pretty much already spoken for. In Andrew's mind while growth at the margin will definitely cause some level of boom bust cycles, those long term supply contracts may moderate it more than other people believe. If he is right, and he has secure supplies, a horizontal business like cell manufacturing is a great place to be. If he is wrong, he sees continued vertical integration to manage the growth issue as one of the major avenues industry participants will go done. In this he and I also agree, rapid movements in supply cycles tend to reward vertical integration. And if he gets big enough with Spectrawatt, vertical integration could be a move Spectrawatt makes, too.

It is great for the solar industry to see more technology giants like Intel joining the fray, and perhaps helping drive down crystalline product costs the same way Applied Materials and IBM are looking to drive down then film costs.

Neal Dikeman is a founding partner at Jane Capital Partners LLC, a boutique merchant bank advising strategic investors and startups in cleantech. He is the founding CEO of Carbonflow, founding contributor of Cleantech Blog, Chairman of Cleantech.org, and a blogger for CNET's Green Tech blog.

[Bronto99]

Nanosolar nimmt Maschine in Betrieb, die Module mit 1 Gigawatt im Jahr herstellen kann:
http://www.golem.de/0806/60503.html

[meinolf67]

Chip Giants Delve Deeper Into Solar
Intel spins off SpectraWatt, joining other semiconductor companies, such as Applied Materials and IBM, which are making plays in the field. Should the rest of the solar industry be worried?
by: Rachel Barron and Jennifer Kho
Bullet Arrow June 17, 2008

They might not admit it, but companies are "quaking in their boots" after this week’s announcement that Intel (NSDQ: INTC) is entering the solar sector, according to Navigant Consulting analyst Paula Mints.
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The semiconductor giant announced Monday that it is spinning off a solar-cell startup called SpectraWatt and filling its coffers with $50 million.

Some analysts pointed to the news as an indication that a long-awaited trend – the chip companies are coming – is here.

“We’ve been saying for a long time: This is the domain of the semiconductor guys,” said Ron Pernick, a principal with Clean Edge. “If Intel can take intelligence out of its semiconductor operations, spin it out and deliver on funding, who better to scale up manufacturing than one of the largest makers of chips on the planet?’’

And when behemoth-size technology companies take a plunge into solar, the solar industry reaction is going to be "Oh, my god, we're dead," Mints said.

"I think it's normal industry anxiety," she said.

After all, the solar industry is still in its infancy, with companies only breaking even four years ago after about 30 years of losses, and the game hasn’t been won yet.

And Intel isn't the only semiconductor company jumping into solar.

IBM also announced this week a joint venture with Tokyo Ohka Kogyo to thin-film solar technology (see Companies Crowd Into CIGS Space). Companies such as Applied Materials and Oerlikon Corp. have brought about a tremendous amount of fanfare and billions of dollars in orders.

But solar companies shouldn't freak out. Just because Intel carries a lofty name, it doesn't mean it (or rather its spin off) will definitely dominate, Mints said.

SpectraWatt will still have to confront the same issues as every other solar-cell manufacturer, which includes the tough task of developing the technology and bringing it to market.

According to Intel, SpectraWatt will manufacture and supply silicon-based solar cells to panel makers and focus on "advanced solar cell technologies." Intel is not sharing details at this time about what it means by advanced cell technology, said Amy Kircos, Intel spokesperson.

For the most part, Intel isn't sharing much about SpectraWatt, except that the company will break ground on a 60-megawatt manufacturing plant later this year in Hillsboro, Ore.

Kircos also said SpectraWatt has enough money to get the company to commercial production in 2009.

Additional details have emerged, including that SpectraWatt will look to drive silicon-based cell costs down to 50 percent, according to Jesse Pichel, a senior research analyst at Piper Jaffray. Intel has been working on the solar technology now absorbed by SpectraWatt for three years.

SpectraWatt investors include Intel’s global investment organization Intel Capital, the Goldman Sachs Group subsidiary Cogentrix Energy, PCG Clean Energy and Technology Fund and Solon AG.

Pernick views the moves by Intel and other chip players as a sign that the sign of larger scale is coming.

“This is really the time of scale,” he said.

But it’s not a sure thing that Intel and other semiconductor companies can deliver on their potential.

“We’ll have to wait and see,” he said.

After all, SpectraWatt’s initial project is fairly small, especially compared to the 500 megawatts of production capacity that SolarWorld expects to have by the end of next year.

John Langdon, vice president of marketing at HelioVolt, said he's not too concerned about chip companies coming into the solar market.

"It increases the competition, but it also validates the market," he said. "Right now, the market is growing so fast that if the cost is driven down significantly, we won't be able to produce enough to meet the potential market demand, even if everyone meets their [production] plans."

Still, while Mints said it’s not yet time to be worried, Rick Hanna, an equity analyst for Morningstar, doesn't want current solar players to get too relaxed either.

"You always have to take them seriously," he said about big-name tech players breaking into solar and their ability to leverage deep pockets, strong R&D prowess and a strong brand. "Those can be powerful door openers," he said.

For many analysts, like Jed Dorsheimer of Canaccord Adams, it's not surprising that Intel or other traditional semiconductor companies are getting into solar. They already work with silicon and there is a crossover opportunity with their intellectual property.

Other likely candidates could be Samsung, LG Electronics and possibly Advanced Micro Devices, he said.

But regardless of whether a company is an Intel or a smaller company like solar-cell- and panel-maker Evergreen Solar, they all face the challenge of expanding and continuing to innovate to capture market share, Hanna said.

[meinolf67]

Solar Firms Struggle to Forecast 2009
Uncertainty about subsidies in Spain and – to a lesser degree – the United States has led to a flurry of activity to get installations finished before the expiration dates, but some analysts say a slight slowdown could be coming.
by: Jennifer Kho
Bullet Arrow June 19, 2008

Like any business, the solar business hates uncertainty. And right now, there's plenty of it.
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That's because government subsidies in Spain and the United States hang in limbo, leaving solar companies with a foggy picture of what 2009 will look like, according to a research note from Thomas Weisel Partners analyst Jeff Osborne this month.

The Spanish incentive is one of the most alluring in the world today, offering at least 42 euro cents per kilowatt-hour of solar energy fed into the grid. But the program is set to expire Sept. 30 and a new policy hasn't yet been established, meaning projects that aren't completed by then aren't guaranteed a set price.

With decisions still hanging in the balance, industry insiders have been speculating about the replacement incentive for months.

Spain's Ministry of Industry, Tourism and Trade last year proposed lowering the feed-in tariff to 31 euro cents per kilowatt-hour. A leaked royal decree in April proposed a subsidy of 35 euro cents per kilowatt-hour, according to a research note from Piper Jaffray analyst Jesse Pichel.

The concern about the Spanish tariff is heated enough that when Spanish Prime Minister Jose Luís Rodríguez Zapatero called public-sector support of renewable energy "an important investment in the future" in an interview with the Financial Times earlier this month, it prompted Pichel to write another note.

"We believe this interview should give investors some comfort that Spain will remain a significant growth market for solar longer term, although 2009 may be a modestly down year," he wrote. "Spain remains an overhang until the new decree is official in July or September."

In the United States, a bill that would have extended renewable-energy incentives for several years failed to pass last week and again this week, throwing a wrench into projects that won't be completed before the year ends. The industry has been struggling for months to extend tax the tax credits, but hasn't been able to get a bill past both houses of Congress (see Senate Blocks Renewable Incentives Bill, Policy Roundup: U.S. Senate Passes Incentives, Solar Roundup: Another Tax-Credit Proposal, Solar Sharpens Weapons for Incentive Battle, Solar Industry's Five-Step Plan, Renewable Tax Incentive Still At Risk, Senate Rejects Green Incentives to Pass Energy Bill and Senate Sends Energy Bill Back to Beginning).

While many companies still believe a one-year extension will be passed before the credits expire at the end of the year, Thomas Weisel Partners doesn't have high hopes that will happen on time to prevent a gap, according to a research note.

"It perplexes us as to why the investor community has continually hoped for the passage of this bill over the last 12 months; however, given that we are in an election year we don't have high hopes for a controversial bill taxing "Big Oil" to fund renewables passing," Osborne wrote, adding that the firm expects a bill setting up incentives for multiple years to pass in the fall of 2009.

[Jacob666]

Ich habe gerade in einen dänischen Aktienforum eine Übersicht von dem KGV der 30 grössten Solaraktien ( aus dem PPVX Index )gemacht

Werde es jetzt nicht übersetzen ich denke schon das ihr die Zahlen versteht.

Habe unter Branche die verschieden Teile der einzelne Firmen in der Wertkette angegeben

P= Polysilicon
I= Ingot
W= Wafer
C= Solar Zelle
M= Modul

Die Zahlen habe ich von www.maxblue.de und www.forbes.com

Hier das PDF http://jacob666.110mb.com/solaraktier-de.pdf

Ich hoffe dass ihr auch die Zahlen brauchen könnt.

[meinolf67]

EUROPEAN MAJOR PV MARKETS 2008 REPORT: 2007 Market Outcomes; 2008-2012 Scenario Forecast

REPORT INTRODUCTION

The European market, buoyant in 2007, is heading for a similar outcome this year. However, some turbulence lies ahead as European governments get to grips with rapidly escalating program costs. As a consequence, the pathway to downstream corporate profitability in this region will become significantly more challenging.

Faster annual feed-in tariff decline in Germany and revised incentive terms in Spain next year will be partially offset by fast growing "start-up" European markets and significant adjustments in factory gate module prices, all of which will form part of the new downstream commercial equation. With relatively few countries and market segments forming the core marketing opportunities, targeted customer segment marketing and sales channel strategy will return to top of the agenda.

Germany's review of its Renewable Energy Law, the EEG, has crystallized outcomes for PV feed-in tariffs that now set a clear policy framework in the short term. Political consensus has centered on feed-in tariff declines from 8-11% depending on system size and type, and the size of the market relative to government targets.

Summarizing the 2007 outcomes, the European market grew 87% to 2,157 MW in 2007, led by explosive growth in Spain (to 640 MW) and consistent development of the bedrock German market (reaching 1328 MW). In 2007, 40% of the German market consisted of systems below 10 kilowatt, while in Spain 91% of the plants connected to the grid were 1 MW or above that year. A listing of PV projects give visibility to this segment.

The Italian PV market grew by 350% to 90 MW in 2007. The largest customer group was the commercial segment, accounting for 46% of the market.

In France, the market grew by 257% to 50 MW in 2007, with over 60% of the year's newly installed power located in the French overseas territories.

55 itemized module supply contracts into European customers total 3.1 GW of orders help give character to the global nature of these markets.

Meanwhile, in a review of German downstream channel module flows, 2007 global solar module volumes, including those supplied by domestic manufacturers, totalled via wholesaler/integrators accounted for 881MW via the large wholesaler/integrators, a growth of 49% over 2006 volumes. Product flow in to Spain from Germany totalled 260MW, but flow back from Spain totalled 45MW. The report breaks down volumes by major company.

The largest downstream channel in Spain was direct to end user/investors which accounted for 290MW of modules.

The report concludes with a 5-year forecast, which includes an intensive analysis of project economics for 10 kilowatt, 100 kilowatt and 1MW systems in the key European PV markets.

This shows how investment returns will change with declining factory gate and system installed price movements. These results are integrated with the policy environment to shape how the European market segments will develop over the 2008-2012 period.

[meinolf67]

US GRID CONNECT PHOTOVOLTAIC (PV) MARKET REPORT 2008: 2007 Market Outcomes; 2008-2012 Scenario Forecast



REPORT INTRODUCTION


The US market is now poised for lift off with some 1.1 gigawatt of PV projects in prospect - the so-called "Order Book". This un-risked total is some 5 times the size of the 2007 market and includes projects that have been reserved under PV incentive programs and direct procurement being planned by end users outside PV programs.

The largest US state share of this pipeline is held by California, which now totals 697.8 MW. In customer type terms, the largest is Utility segment driven demand accounting for 673.5 MW. The second largest opportunity is the corporate and government segment at 360.1 MW.

The US market saw strong customer demand in 2007, resulting in growth of 57%. PV systems above 1 megawatt in size accounted for 23% of the market. The corporate and government segments were collectively the largest representing 51% of demand. Orders from Retail outlets drove the corporate segment, accounting for 56% of total demand.

A summary of 148 individual projects with customer names, project size, location and system integrator in these two segments gives visibility to the shape of demand.

2007/08 Power Purchase Agreement price terms varied widely with start prices ranging up to 19.5 cents per kilowatt-hour and annual price escalators ranging up to 4.5% per annum.

There were major changes in national market shares of module suppliers in both the residential and non-residential segments during 2007 - there are new market leaders in both segments. There are also prospects for a change in market leadership among residential system integrators going into 2008.

The largest downstream sales channel in MW volume terms was through small and medium sized system integrators to end-customers, which accounted for 45% of the market. Module supplier volume channels direct to large system integrators, via distributors, through retail, via OEMs and direct to end customer all saw increased volumes in 2007.

Eighteen capital raising initiatives accounted for $454 million of accumulated funding for downstream US PV companies since January 2007. In a rapid ramp in mergers and acquisitions since the beginning of last year, 22 deals went through that will help accelerate the rapid reshaping of the downstream system integrator mix.

2007 was a big year for Renewable Portfolio Standards' (RPS). Four states enacted RPS policies and three states passed voluntary RPS Goals in 2007. Three states added solar set-aside requirements to their existing RPS policies, while another replaced its solar set-aside with a DG set-aside. During the first half of 2008, three more states enacted state-wide RPS goals, while another enacted a state-wide RPS policy with a solar carve-out.

RPS-driven PV demand carries a minimum to maximum range of a 523 MW cumulatively by 2012, after taking into account competition from the pipeline of solar thermal electric projects position to meet utility needs.

The outline of the 250+ page US Grid Connect PV Market Report 2008 may be found at the link below.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.350.486 von Jacob666 am 23.06.08 02:01:02

Danke für diese Arbeit.

Problematisch ist nur, dass die Margen-Entwicklung spätestens ab 2009 im Grunde nicht vorhersehbar ist und damit auch alle Gewinnschätzungen und KGVs prekär sind.

Wer "auf Nummer sicher gehen" will, der muss versuchen zu bestimmen, bei welchem Modulpreis wirklich relevante Nachfrage ohne Subventionen(!) entsteht. Denn an diesem Preis werden sich möglicherweise die Margen in 2010 orientieren müssen.

Also, "Preis"frage: Mit welchem Modulpreis ab Werktor kann ich in Kalifornien Strom für 15 US-Cent / kWh erzeugen?

[meinolf67]

Netz-Gleichwertigkeit bald erreicht
24.06.2008 | 11:05 Uhr

Investitionen in Solarzellen und Halbleiter nähern sich an

Die weltweiten Investitionen in die Produktion von photovoltaischen Solarzellen werden 2010 auf gleicher Höhe sein wie die in der Halbleiterindustrie, schätzt Marktforscher iSuppli aufgrund der boomenden Nachfrage nach Solarenergie.


Die weltweite Produktion von PV-Zellen soll bis 2010 auf ein Äquivalent zu 12 Gigawatt (GW) ansteigen. 2007 waren es gerade mal 3,5 GW, wobei Deutschland immer noch der mit Abstand größte Markt war.

Bis 2010 sollen 400 Fabriken weltweit in der Lage sein, mindestens 1-MW-Zellen pro Jahr zu produzieren. 2007 waren es 90 bis 100. Künftig sollen einzelne Fabriken sogar schon auf Jahresproduktionsmengen von über 1 GW kommen.

Henning Wicht, Chefanalyst für MEMS (Micro-Electro-Mechanical-Systems) und Photovoltaik bei iSuppli geht davon aus, dass der Markt für PV-Zellen bis 2010 um jährlich 40 Prozent und dann um 20 Prozent per annum wachsen wird. Fast alle Hersteller hätten sich jährliche Wachstumsraten von 40 bis 50 Prozent auf die Fahne geschrieben.

Doch das gehe nicht ohne massive Investitionen, die pro PV-Fabrik mindestens 500 Millionen Dollar betragen, hinzu kämen jeweils 1.000 Arbeitskräfte und mehr, um eine Milliarde Dollar im Jahr umzusetzen.

Energieexperten gehen davon aus, dass sich der weltweite Stromverbrauch in den nächsten 50 Jahren verdreifachen bis vervierfachen wird. Dem Wissenschaftlichen Beirat der (deutschen) Bundesregierung Globale Umweltveränderungen (WBGU) zufolge muss bis 2100 rund 80 Prozent des weltweiten Bedarfs aus regenerativen Energien gespeist werden.

Um die positive Entwicklung auf dem Solarmarkt voranzutreiben, muss die Produktion von PV-Zellen günstiger werden. Hersteller wie die Q-Cell AG und REC Group gehen davon aus, dass die Systemkosten zwischen 2006 und 2010 um 40 Prozent gesenkt werden können.

Durch diese Kostenreduktion wird die Solarenergie in vielen Ländern mittelfristig die "Netz-Gleichwertigkeit" (grid parity) erreichen. In Ländern mit viel Sonnenschein soll dies schon 2012 der Fall sein, in anderen 2018.

Paradoxon: Das deutsche Einspeisevergütungsgesetz hat zwar bewirkt, dass die Bundesrepublik weltweit führend bei der Installation von PV-Anlagen ist, aber gleichzeitig die Preise auf ein Niveau gehalten, dass sich Solarstrom selbst in Ländern mit viel Sonne kaum lohnt.

Solarverbände drängen daher seit Jahren, die Vergütung zu senken und gehen in ihrer Forderung sogar weiter als die Bundesregierung. (kh)

[meinolf67]

Michael Kanellos
With SVTC, getting into solar biz just got easier June 26, 2008 at 5:52 PM

First, Applied Materials made it easier for individuals to get into the solar business by offering to build them ready-to-run factories.

Now, SVTC Technologies, at one time a division of Cypress Semiconductor, is getting into the act. The company, which offers research and design services for chip makers, will now offer prototyping and research services for solar companies. Need a lab to crank out samples of your latest silicon cell so that Applied will approve your request to buy a factory to start popping out said cells in mass production? SVTC will do it for you.

China’s JA Solar is already a customer. Germany’s Roth and Rau will help SVTC build out its solar lab and testing facilities. In all, SVTC’s solar center will cost between $20 million and $30 million and be capable of popping out 5 megawatts of panels.

Traditional solar companies should take note. This is exactly how Taiwan and later Singapore, South Korea and China, became major players in semiconductors. Equipment makers and research institutions began to help them–for large sums of money–develop and subsequently fine-tune their factories. A number of Asian companies also recruited well-known U.S. academics to serve on their technical advisory boards.

Although the chip industry remains a multibillion dollar concern, most companies are looking for the next growth market. The race to become a leader in LCD TVs is over. Solar is the next frontier. Look at the resumes of execs behind companies like Signet Solar. They are all old chip guys. And speaking of which, expect to see TV makers like Samsung to start to unveil solar plans. Making LCD TVs is similar to making amorphous silicon solar panels. Applied, in fact, sells similar equipment to both markets. And let’s not forget, SunPower is a division of Cypress.

Don’t say I didn’t warn you.

[meinolf67]

June 27, 2008, 1:55 pm
Solar: Spain May Cut Incentive Program, Lehman Says
Posted by Eric Savitz

Spain’s government is considering a proposal which would significantly cut the incentives built into the company’s solar subsidy program, Lehman’s Vishal Shah asserted in a research note this morning.

Shah says the latest proposal being discussed by the Spanish government would call for an annual cap of 300 MW in 2009 with a maximum of 2MW for ground-mounted installations. The proposal would cut incentives to 25 euro cents/kilowatt-hour for ground-mounted and 33 cents for roof-top installations, he writes. The current level is 42 cents.

That proposal, Shah says, would be “clearly below market expectations,” although he notes that it is not an official proposal, and discussions continue.

Shah notes, though, that companies with high exposure to the Spanish solar market could be under pressure if Spain were to reduce subsidies. He cites Canadian Solar (CSIQ), Suntech (STP), SolarFun (SOLF) and Yingle Green Energy (YGE) as companies with significant exposure to the Spanish market.

In today’s trading:

* Canadian Solar is down $2.64, or 6.2%, to $40.25.
* Suntech is down $2.25, or 5.9%, to $36.20.
* Solarfun is down $1.01, or 5.3%, to $18.21.
* Yingli is down $1.38, or 7.8%, to $16.40.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.395.495 von meinolf67 am 28.06.08 00:40:38

an annual cap of 300 MW in 2009 with a maximum of 2MW for ground-mounted installations.


Das wäre de facto das Ende der subventionierten Großprojekte in Spanien und das ist nach den Exzessen in 2007 und 2008 auch das wahrscheinliche Szenario.

Wir sollten mal ausrechnen, wo die Modulpreise 2009 hin müssen, wenn Deutschland der einzige Backstop-Markt sein wird. Gehen wir auch ruhig mal von 10% Rendite für den Anlagenbetreiber aus, denn wir haben ja voraussichtlich 12 GW an Modulen zu verbauen und können wirklich aus dem vollen schöpfen...

Systemkosten sollten dann bei maximal 3.300 Euro pro kW liegen und das Modul sollte für 2.000 bis 2.300 Euro zu kaufen sein.

Sieht das jemand anders?

Wo sind die Systemkosten aktuell? 4.500 bis 5.000 Euro?

Wer wird die 35% Preissenkung zu schultern haben? Wessen Margen werden in 2009 am stärksten sinken?

Meine Meinung: Unabhängige Modulproduzenten und chinesische Hersteller ohne langfristige Verkaufsverträge mit Festpreisen werden wohl schrecklich leiden.

An 2010 will ich lieber gar nicht denken...

Und? Wer rechnet mir jetzt mal die 15 Cent-Sache für Kalifornien aus? (PS: Das Gerede von "Grid Parity in Kalifornien schon erreicht" und "Strom kostet dort 30 bis 40 Cent pro kWh" halte ich für Grütze. Wenn überhaupt gilt das wohl nur für einzelne Städte an wenigen Tagen und zu ganz bestimmten Zeiten.

Auf so einer Power-Point-Laber-Basis kann ich keine PV-Analge installieren. 15 Cent! Das ist die Nummer, die zählt. Meine Meinung.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.396.290 von SLGramann am 28.06.08 11:27:53

Ach so, noch eine Prognose:

Im zweiten HJ 2008 fallen die Spot-Marktpreise für Silizium - und zwar sehr signifikant. Die letzten Zahlen, die ich gelesen habe, lauteten auf 400 bis 500 Dollar pro Kilo, je nach Qualität.

Das wird wohl sehr(!) deutlich runter gehen. In 2009 glaube ich nicht an Preise über 100 Dollar auf dem Spotmarkt. Na mal sehen. Meist blamiert man sich ja mit solchen Vorhersagen.

[meinolf67]

Hi SL,

war vergangene Woche bei der HV eines Sensorkomponenten-Herstellers, der zu Testzwecken öfters SI-Wafer kaufen muss.

Es sagte, daß "seit Oktober 2007"!!! die Angebote, die er über einschlägige Vermittler erhält, dramatisch zugenommen hätten.

Er hat mir gerade mal ein paar Beispiele weitergeleitet und ich sehe einen größeren Posten (immerhin 10 Tonnen) von vor 2 Wochen für 260$.


Vielleicht sind das bereits die ersten Anzeichen...

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.397.300 von meinolf67 am 28.06.08 16:35:13

Ja, mag sein. Am "Spotmarkt" gibt es soweit ich weiß ja durchaus auch Lieferfristen, die zwischen Wochen und Monaten bis zu einem Jahr liegen können. Das heißt, der Spotmarkt müsste jetzt schon den von uns vermuteten Preisrutsch antizipieren. Bin auf die nächste Photon Int. sehr gespannt.

Was die deutschen Modulpreise angeht: Hab mich mal ein bissel im Photovoltaikforum umgelesen. Inklusive Montage bekommen die Leute derzeit wohl Angebote zwischen 4.100 Euro und 4.500 Euro - als grobe Richtschnur für Standardanlagen fürs Einfamilienhaus. Die Preise scheinen bisher stabil zu sein.
Das könnte sich ja ab spätestens August ändern, wenn Spanien zugemacht hat.

Dann habe ich mal für Kalifornien eine Szenario-Rechnung gemacht und zwar mit einem Ertragsrechner im Internet.

Habe folgendes unterstellt:

Finanzierung 100% auf Kredit zu 6%
Tilgung binnen 20 Jahren
Einstrahlungsleistung: 1.800 kWh / kWp und Jahr
Degradation: 1% pro Jahr
Wartung: 0,5% der Investitionskosten pro Jahr, steigend mit 2% jährlich
"Wert" des Stroms: 15 Cent pro kWh

Unter diesen Bedingungen darf die Anlage nicht mehr als 2.640 Dollar / kWp kosten, um eine schwarze Null zu schreiben.
Der Ertrag für den Endkunden muss also schon darin bestehen, dass er Netzstrom, der über 15 Cent pro kWh liegt ersetzen kann und dass er eine gewisse Autarkie erreicht.

Der Modulpreis sollte dann ab Fabriktor - deutsche Verhältnisse unterstellt - nicht mehr als 1.700 Dollar / kWp betragen. Das wären 1.100 Euro.

Also, da sehe ich in etwa eine Auffanglinie für den Fall eines Preiscrashs. Jetzt schaue man mal, wer Module für 1.700 Dollar verkaufen kann und dabei profitabel bleibt. Derzeit nur First Solar würde ich sagen.

Kritik willkommen!

[meinolf67]

Solar power: Supply and demand tables start to turn

By Fiona Harvey, Environment Correspondent

Published: June 30 2008 00:33 | Last updated: June 30 2008 00:33

Just as the future started to look bright for solar power, prospects for some solar manufacturers have dimmed. The reason? Overcapacity in the manufacture of components is likely to cause a sudden shake-up for an industry that has been used to demand for its products consistently outstripping supply.

Shortages of silicon, the core component of photovoltaic technology – the conversion of sunlight to electric current – have plagued the solar industry for several years, keeping component prices high and frustrating demand. This fuelled a rise – some analysts say a bubble – in solar stocks.

But the situation is soon to be reversed, according to several analysts. Dean Cooper, at Ambrian in London, forecasts that worldwide production capacity for components will increase from about 3 gigawatts last year to 15GW to 20GW of production in 2010, largely thanks to a massive expansion of capacity in China.

Lux Research predicts that a watershed will be reached next year, when supply will outstrip demand. New Energy Finance, another analyst, agrees.

This spells both good and bad news for the solar market. It will result in a large hike in revenues: Lux Research estimates these will reach $71bn in 2012, or about triple today’s sales, as stifled demand in the market can be satisfied. Prices for solar components are likely to plunge from about $3.80 per watt today to about $1.40 per watt by 2010, according to Mr Cooper.

But profit margins will also drop correspondingly, and if subsidised markets for solar energy start to stutter – as they reach saturation or as governments turn their attention to other renewables more deserving of subsidy – then this could mean problems for the market.

Most analysts predict consolidation, with bigger operators snapping up the smaller. In particular, manufacturers from the US and Europe are expected to hunt for acquisitions among the growing number of small companies in China, but there may also be some traffic in the opposite direction.

Oversupply will certainly be good for consumers, however. For years, solar companies have talked of “grid parity” – the point at which generating energy from sunlight falls to the same price as generating it from fossil fuels – as being many years off. But now, thanks to a combination of high conventional energy prices and the increase in component supply, some are predicting grid parity by 2012, or sooner.

Solar companies are also looking to invest in newer technologies to increase their capacity, widen the applications of solar power from roof-fixed systems, and cut their manufacturing costs.

Photovoltaic technology has progressed markedly in recent years, with advances making the cells more efficient, cheaper, lighter and easier to manufacture.

Newer techniques have focused on wringing more power from each module while using less raw material. The most important advance has been to “thin-film” solar cells – so-called because they are made by applying a thin film of a material such as amorphous silicon, cadmium telluride or copper indium gallium selenide to a substrate, such as glass or ceramics.

These technical advances have meant that manufacturers can now make their products more efficient by between 0.5 per cent and 1 per cent a year, says Randall MacEwen, chief executive of Solar Integrated Technologies, a US-based solar specialist listed in the UK. “A lot of production capacity will come on with low-cost thin-film materials in 2009 and 2010,” he says.

Further advances in solar materials are likely to include using polymer-based substances and more flexible substrates, and by honing techniques to allow them to be printed on to a flexible base. These will allow solar power to be applied to a much wider range of materials.

Some companies have already found ways to make their small solar panels at least partly flexible. Robert Hertzberg, former speaker of the California state assembly, founded the company G24i to make small flexible solar panels for use in equipment such as mobile-phone chargers that can be attached to bags.

He says the industry should wean itself away from subsidies as costs come down: “I believe new green technologies need to get off subsidies as soon as possible. The government is always way behind the curve.”

Solar power has usually been thought of as a way of supplying electricity or hot water to a single building. But in several countries, solar power plants capable of powering thousands of homes are under construction.

These include plants in Spain, Portugal, Australia and the US capable of generating between 20MW and 100MW – enough to power thousands of homes, but still much smaller than a conventional mid-sized coal-fired power plant of about 500MW. Once built, however, the fuel is free.

[meinolf67]

June 25, 2008

London, United Kingdom: zouk Solar Opportunities Limited Raises €52m

zouk has launched zouk Solar Opportunities Limited (“zSOL”), a closed-ended investment company. zSOL will be managed by zouk and will develop and own a portfolio of solar power projects in Europe, the Middle East and Asia.

zSOL will provide investment equity in a diversified portfolio of solar projects in areas where optimal conditions, regulatory support and tariff structures create a suitable investment profile. zSOL will target projects in their development phase that utilize proven solar technologies with an initial focus on solar photovoltaic plants. zSOL has already identified a pipeline of suitable projects and is looking to build approximately 40MW within the next 12 months.

Colin Campbell, the zouk Partner dedicated to infrastructure, said, “zSOL’s focus on solar infrastructure projects represents a significant investment opportunity. This is an exciting time for solar with strong regulatory and financial support, rapid capacity growth and on-going technological advances.”

Samer Salty, CEO of zouk, commented, “zouk has developed solid expertise in the industry with investments in solar technology and distribution companies. zSOL will allow us to leverage our knowledge in the solar space and take advantage of solar infrastructure opportunities.”

John Mapplebeck, Non-Executive Chairman of zSOL, said, “I am pleased to say that zSOL was oversubscribed in raising an initial €52m. This will allow us to take advantage of a strong project pipeline and is particularly encouraging given that we intend raising follow-on funding with a full listing next year. I look forward to working with Colin and the rest of the zouk team to make zSOL a success.”

[SLGramann]

Eine Kopie aus dem Q-Cells-Thread.

Spanien wird damit 2009 als Markt de facto wegfallen. Und zwar gar nicht mal wegen der Höhe des Tarifs, sondern wegen des engen Deckels. Was sind schon 300 MW in 2009? Unter Umständen fängt der spanische Markt dann noch 2% der Weltproduktion auf, während er heute noch ein maßgeblicher Absatzmarkt ist.

Bin mal gespannt, wie Photon Consulting auf die Entwicklung reagieren wird.
Außerdem halte ich es nun für ausgemacht, dass es in Deutschlnad spätestens 2010 knallt. Da kommt eine massive Tarifsenkung und eventuell auch noch ein Deckel.


Solar Stks Feel The Heat: Report Spain Plans Subdidy Cut

Solar stocks are again feeling the heat from a report that Spain plans sharp reductions in subsidies for solar power. On Friday, a number of solar stocks dropped sharply after Lehman’s Vishal Shah asserted in a research note that the country was considering sharp cuts in its solar subsidy program. Today, there were further reports on the same theme.

According to Bloomberg, the Spanish newspaper Cinco Dias reported that the Spanish industry ministry is considering cutting the electricity rate paid to photovoltaic installations by as much as 35%.

The story reports that the ministry would set a limit of 300 megawatts of new capacity for the industry for next year, 200 for roof-top installations and the rest for ground equipment. The new tariff would be 33 Euro cents per kilowatt-hour for roof installations and 29 cents for ground panels, down from about 45 cents. (Shah last week had said the proposal could be 33 cents for roof-top installations, and 25 euro cents for ground-mounted.)

Shah contends Spain could afford a more favorable incentive program, especially given its reliance on imported natural gas and given its “attractive solar radiation profile,” but that there is a risk the government could choose a less favorable program. He advises investors to take “a more selective approach toward the sector as increased volatility due to concerns about potential outcomes in Spain beyond September could continue to weight on stocks with high Spain exposure.” He lists Canadian Solar (CSIQ), Suntech (STP), SunPower (SPWR), Solarfun (SOLF) and Yingli Green Energy (YGE) as companies with high Spanish exposure. He notes that companies with lower exposure to Spain include First Solar (FSLR) and Evergreen Solar (ESLR).


PS: Die Differenzierung danach, wo PV-Unternehmen derzeit ihre Umsätze machen, ist in diesem Zusammenhang nicht zielführend. Wer heute in Spanien verkauft, ist eben in drei Monaten in Deutschland und sorgt hier für Preisdruck. Wichtig ist nur noch, wer spätestens 2010 definitiv unter Grid-Parity-Kosten produziert. Alles andere geht über die Wupper. Spannende Frage...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.417.648 von SLGramann am 02.07.08 07:38:02

Im Solaria-Threa findet man auch einige gute Quellen dazu in Spanisch.

Es gibt dort den User bossi1, der immer nett übersetzt.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.418.302 von meinolf67 am 02.07.08 09:27:39

Ah, den kenn ich doch von Gamesa...

[meinolf67]

Will Some Solar Companies Face a Cash Crunch?
by: Envoy Global posted on: July 02, 2008 | about stocks: CSIQ / SOLF / YGE

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Note: This article was provided to subscribers of Envoy Global Research on June 12, 2008.
Introduction

This post is devoted to some thoughts on companies in the solar industry, particularly the Chinese polysilicon-based solar module manufacturers. The basic issue I address here is the risk for a serious cash crunch at some of these module manufacturers given their working capital deficits and their capital expenditure requirements.

Moreover, despite seemingly positive accounting earnings reports from many of these companies, a more careful perusal of these companies balance sheets raises serious questions as to the viability of their businesses, given the continued cash outflows. Importantly, this post does not address thin-film solar manufacturers, and my basic points do not apply to these businesses given the different economics of the thin-film segment of the solar panel industry.
Accounting Operating Metrics Are Misleading

Wall Street’s propensity to value Chinese solar companies off of accounting earnings, MW produced, and other non-cash metrics, completely obfuscates the significant cash-flow problems that many of these companies currently face. The cash-flow issues are caused by significant working capital needs, and it’s hard to imagine how the working capital situation can be improved any time soon, even in the event that polysilicon prices ease. There is simply too much competition in the industry and therefore suppliers, as well as customers, will continue to squeeze these companies on payment terms and cycles.

In the meantime, these companies are only able to keep their doors open due to a continued influx of cash in the form of loans, dilutive equity offerings, and other financial vehicles that Wall Street investment banks arrange. At issue, though, is how these companies would fare, should financing become more difficult. The businesses continue to burn thru so much cash, that it seems very likely that without financing many of these companies would go bankrupt very quickly.

Additionally, since few investors are paying attention to cash-flow, and most reports on these companies focus on accounting earnings and sales, there is a very strong incentive on the part of these companies to engage in questionable sales practices and revenue recognition policies (Note: The evidence for this is somewhat speculative, but is based on countless past examples, in other industries, of major working capital deficiencies signaling suspicious sales activity, such as “channel stuffing” and the like – see below for some interesting comments in SOLF’s 20-F filing).
The Evidence: Risk Statements in SEC Filings

Before getting to specific financial evidence, I’ll address a basic question: Why don’t these companies make money (cash, that is)?

Well, it’s quite simple. They have significant working capital deficiencies that are, and cannot be remedied any time soon, even in the event that polysilicon prices ease.

Here’s how speculative favorite Canadian Solar (CSIQ) explains the situation in the company’s latest 20-F (Note: CSIQ’s situation, is by no means unique, and is shared by nearly every polysilicon based module manufacturer. I have chosen to focus more specifically on CSIQ since it is a company I am more familiar with and additionally it is one of only a handful of companies that has already filed a complete 20-F):

Advance payments to our polysilicon and silicon wafer suppliers and credit term sales offered to some of our customers expose us to the credit risks of such suppliers and customers and may increase our costs and expenses, which could in turn have a material adverse effect on our liquidity. Under existing supply contracts with many of our multi-year silicon wafer suppliers, and consistent with industry practice, we make advance payments to our suppliers prior to the scheduled delivery dates for silicon wafer supplies. In many such cases, the advance payments are made in the absence of receiving collateral for such payments. Moreover, we offer some of our customers short term and/or medium term credit sales based on our relationship with them and market conditions, also in the absence of receiving collateral. As a result, our claim for such payments or sales credit would rank as unsecured claims, which would expose us to the credit risks of our suppliers and/or customers in the event of their insolvency or bankruptcy. Accordingly, any of the above scenarios may have a material adverse effect on our financial condition, results of operations and liquidity.

And this from Yingli (YGE):

Historically, we required many of our customers to make an advance payment of a certain percentage of their orders, a business practice that helped us to manage our accounts receivable, prepay our suppliers and reduce the amount of funds that we needed to finance our working capital requirements. However, this practice of requiring our customers to make advance payments has diminished, which in turn has increased our need to obtain additional short-term borrowings to fund our current cash requirements. In 2007, a small portion of our revenue was derived from sales that required advance payments from our customers. Currently, a significant portion of our revenue is derived from credits sales to our customers, generally with payments due within two to five months. In addition, other customers now pay us through letters of credit, which typically take 30 to 90 days to process for us to be paid. As a result, the general decrease in the use of cash advance payments has negatively impacted our short-term liquidity and, coupled with increased sales to a small number of major customers, exposed us to additional and more concentrated credit risk since a significant portion of our outstanding accounts receivable is derived from sales to a limited number of customers.

Another interesting quote, relating to the veracity of sales reported in earnings reports and collectiability of receivables, comes from SolarFun’s F-1 filing:

With certain significant customers, we enter into framework agreements that set forth our customers’ purchase goals and the general conditions under which our sales are to be made. But such agreements are only binding to the extent a purchase order for a specific amount of our products is issued and certain sales terms may be adjusted from time to time. For example, we entered into a framework agreement with Social Capital S.L. under which it agreed to purchase 84 MW of PV modules in total from 2007 to 2008. However, since we could not reach an agreement with Social Capital S.L. on actual sales terms, Social Capital S.L. has not made any purchase order of our PV modules and it is unlikely that it will purchase our PV modules in the foreseeable future. In addition, we have in the past had disagreements with our customers relating to the volumes, delivery schedules and pricing terms contained in such framework contracts that have required us to renegotiate these contracts. However, renegotiation of our framework contracts may not always be in our best interests and disagreements on terms could escalate into formal disputes that could cause us to experience order cancellations or harm our reputation.

The Evidence: The Financials

While CSIQ reported a huge earnings jump in Q1 2008 of $0.61 per share, the company, in fact, lost a significant amount of money and the earnings number is a complete mirage for significant cash-flow problems. If you compare the company’s balance sheet in Q1 to the balance sheet in the 20-F, the cash-flow issue is quite salient.

Specifically, as of 12/31/2007, CSIQ had approximately $38 million in cash, $59 million in receivables, and $71 million inventories. On the liability side, the company had $40 million in short-term borrowings, $8 million in payables, $75 million in convertibles, and $18 million in long-term debt.

On 3/31/2008, though, after a supposed record earnings quarter, CSIQ reported the following:

$32 million in cash, $119 million in receivables, and $81 million inventories. On the liability side, the company had $71 million in short-term borrowings, $17.5 million in payables, $75 million in convertibles, and $20 million in long-term debt.

Basically, in Q1, CSIQ had approximately a $60 million cash deficit (it’s difficult to get an exact number here since the company doesn’t release quarterly cash-flow statements) because of uncollected receivables. The company financed that huge loss via an additional $30 million or so in debt, and some non-strategic supplier loans (e.g. “accounts payable loans”). Even with all the financing, the company still managed to burn thru cash.

In case, this analysis sounds too shocking, perhaps it’s simpler to just point out that in CSIQ’s 20-F for fiscal year 2007, the company reported a mere $300K loss, or $0.01 per share, on an accounting basis. However, the cash-flow statement in the 20-F shows quite clearly that the company actually lost $80 million in 2007, due to accounts receivable issues and advance payments.

But, CSIQ is not alone. Industry heavyweight Suntech Power (STP) supposedly had earnings of $170 million, or $1 per share in 2007. However, actual cash-flow shows a slightly different story. In fact, STP lost $9 million in cash from operating activities in 2007.

And the list goes on: YingLi (YGE) lost over $300 million from operating activities in 2007, despite claiming a $52 million accounting earnings gain.
Conclusion

In conclusion, as is spelled out in the risk portions of polysilicon-based PV suppliers, and as is evident from annual and quarterly financials, working capital cash-flow deficiencies are a serious financial drain on many of these companies. As such, valuing these companies off of earnings is misleading and vastly overstates the underlying economic value of the companies.

Moreover, considering the tremendous amount of capital expenditures still needed by these companies to ramp up production to meet demand, it should be obvious that polysilicon-based suppliers are starving for cash. However, since the industry is currently oversupplied and suppliers have little differentiation, it seems clear that there is a significant risk that these companies could face a cash crunch should investors grow tired of financing these companies.

Finally, since these companies recognize that Wall Street rarely looks into actual cash-flow, they have every incentive to book unprofitable and questionable revenues, in an effort to produce strong top-line and accounting-earnings growth. Nevertheless, when certain contracts are called into question by customers, and other questionable revenue recognition policies are addressed, companies may need to restate earnings and erase past profits.

[meinolf67]

Who Will Be the Next Big Company to Go Solar?
Semiconductor and computer industries are joining the push into solar with other large companies, while analysts are pondering which conglomerates will be next.
by: Jennifer Kho
Bullet Arrow July 2, 2008

When Applied Materials (NSDQ: AMAT) entered the solar market in 2006, it made an understandable splash.
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After all, it is the world’s largest semiconductor-equipment manufacturer, and many analysts have speculated that large chip companies could have a natural advantage in the market.

Now, news of semiconductor companies warming up to solar is becoming commonplace.

Earlier this week, National Semiconductor (NYSE: NSM) launched an inverter technology called SolarMagic, which it claims can convert the direct current created by solar panels into usable alternating current more efficiently (see National Semi Casts SolarMagic). The news came after SVCT Technologies, which provides research and development for chip companies, said it would expand its services into solar (see Green Light post).

Last month, Intel Corp. (NSDQ: ITNC) – the world’s largest semiconductor manufacturer – spun off a solar-cell startup called SpectraWatt, while IT company IBM (NYSE: IBM) announced it would develop thin-film solar through a joint venture with Tokyo Ohka Kogyo and Reuters reported that Semiconductor Manufacturing International Corp. (NYSE: SMI) in Shanghai planned to make polysilicon for solar cells (see Chip Giants Delve Deeper Into Solar and Companies Crowd Into CIGS Space).

And in May, memory supplier Qimonda (NYSE: QI) formed a joint venture to produce crystalline solar cells with Centrosolar Group.

The trend makes plenty of sense, analysts say.

Slower growth in the traditional microprocessor markets, as well as perceived similarities between semiconductors and solar technology that companies see as crossover opportunities for their intellectual property, has made the solar industry particularly alluring, Canaccord Adams analyst Jed Dorsheimer said.

Worldwide semiconductor revenue grew 4.3 percent to $273.9 billion in 2007, according to Gartner, which predicts growth of 4.6 percent to $286.5 billion this year (see this press release for 2006 numbers). That compares with solar-industry revenue growth of 50 percent to $30 billion in 2007, according to Photon Consulting, which forecasts 43 percent growth to $43 billion this year.

“We’ve been saying for a long time: This is the domain of the semiconductor guys,” said Ron Pernick, a principal with Clean Edge, in response to the Intel news earlier this month. “If Intel can take intelligence out of its semiconductor operations, spin it out and deliver on funding, who better to scale up manufacturing than one of the largest makers of chips on the planet?’’

It’s not just semiconductor companies, either. Other large corporations also are entering the market.

Perhaps most notably, search giant Google in November said it planned to help develop renewable energy (see Googling Greentech). And computer company Hewlett-Packard Co. (NYSE: HPQ) last month announced a contract to license technology to concentrating solar company Xtreme Energetics.

But there’s no guarantee that large conglomerates with experience in semiconductor and other industries will beat out solar companies already active in the market, analysts said.



Michael Rogol, managing director of Photon Consulting, said it’s unclear whether being a big company is really an advantage.

“It’s easy to imagine a big company building a pretty sizeable solar business and getting a lot of attention for entering the solar space, but it’s hard to imagine a big company winning over a small company on cost and on flexibility,” he said.

Larger companies – with higher reporting requirements and more involved decision-making processes – tend to move more slowly in executing new ideas and have other businesses to consider apart from their solar businesses, he said.

“We now have officially zero examples of big companies succeeding in solar,” he said. “We have a lot of examples of big companies starting solar efforts and then not being able to be flexible enough to really make changes, along with the rest of the sector, in order to become leaders.”

Rogol pointed to Sharp Corp. as an example.

The Japanese company, which was the No. 1 solar-cell manufacturer until Germany-based Q-Cells overtook it last year, had “the home court advantage” for years when Japan was the largest solar market, then missed the shift to the German market and also wasn’t prepared for the silicon shortage of the past few years, he said.

“It didn’t understand what was coming and wasn’t able to act quickly enough and exert the advantage of leadership in the industry,” he said.

Regardless, it’s clear that the flow into solar isn’t likely to stop any time soon.

We asked several analysts to tell us which corporations they think are likely to take the plunge next. All three top choices, coincidentally, are located in Seoul, South Korea.

1. Hyundai Corp.: This is an obvious choice, as it’s no secret that Hyundai Heavy Industries, the No. 1 ship building company, plans to seriously expand its solar production. While the company itself has released very little solar-related information, its partners have been more forthcoming. LDK Solar in February announced it had signed an eight-year deal to supply HHI with a total of 450 megawatts of solar wafers beginning this year and centreotherm photovoltaics in June said it had received an order for five manufacturing lines with the capacity to produce a total of 250 megawatts of crystalline solar cells annually. Korea.net also reported that the company formed a joint venture to produce polysilicon with KCC Corp. in March. HHI, which ordered a 10-megawatt Spire Corp. assembly line as part of its development activities in 2005, last year said it would begin producing 30 megawatts of cells in 2008.
2. LG Corp: Best known for its electronics division, the corporation has been talking about the possibility of making solar cells since at least 2005 (see this BusinessWeek article and press release). The company, which sold its chip business to rival Hyundai Group in 1999 under pressure from the government, last year announced it would invest 1.6 billion won (about $1.5 million) to start a solar subsidiary called LG Solar, but said that detailed plans had not yet been decided (see World of Renewables and Climate Radar posts). LG Solar is listed on the corporate site, but the name isn’t clickable for more information.
3. Samsung Electronics: The display company, which also owns Samsung Semiconductor, the world’s second-largest chip manufacturer, has repeatedly been the subject of rumors that it is entering the market, either through acquisitions or its own research and development. ET News reported last month that it plans to expand its R&D into solar panels after testing thin-film technology.

Learn the facts about solar finance at our seminar at Intersolar North America on July 16, 2008 in San Francisco. Click here to register or for more details.

[meinolf67]

July 04, 2008 | about stocks: CSIQ / FSLR / YGE

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In this post, I will address the two most common criticisms of our article last month on several polysilicon-based PV manufacturers, such as Canadian solar (CSIQ) and Yingli Green Energy (YGE), and thereby hopefully clarify the financial issues that confront many of these polysilicon-based PV manufacturers.

Before getting to the criticisms, though, it is important to note that nearly all of the comments to the post fail to distinguish between cash outflows due to capital expenditure requirements and cash-outflows due to working capital management. However, these are two entirely different issues.

If the significant cash losses for some of the polysilicon-based PV manufacturers were just due to significant cap-ex needs, there would really be no major cause for concern as it would be a natural outcome of their growth and need to meet future capacity.

The issue, though, is that many polysilicon-based PV manufacturers have significant cash outflows even before cap-ex needs and it is this problem which needs to be addressed, especially considering the mismatch between positive accounting earnings reports and this negative cash-flow before cap-ex. Basically, the existence of significant cap-ex needs merely aggravates an already tenuous cash-flow situation, but it is not the major problem in itself.

As noted in the original post, when looking at several of these polysilicon-based PV manufacturers, it is clear that the main reason for these cash outflows before cap-ex, is due to the fact that these companies need to shell out huge amounts of money to suppliers of polysilicon, well in advance of receiving any actual cash revenue from customers. As these payables are dramatically increasing, the competitive dynamic of the industry is causing much greater use of longer-term credit-based sales resulting in very high accounts receivables growth. It is in fact questionable whether certain types of longer-term credit sales should even be recognized as revenue.

This is the crux of the working capital cash issues and given the competitive nature of the industry and still very tight supply of polysilicon, it is a situation that would seem to be getting worse, rather than better.

With that said, we can now move onto the two most common critiques:

Criticism I: Every Young Business That is Growing Rapidly Drains Cash

Answer: Obviously, young and fast-growing companies in any manufacturing-based industry will need to expend cash in building out infrastructure to support the production of products and future demand. However, as noted above, the issue here is not about cash drains due to cap-ex, but due to working capital cash outflows, i.e. cash negative outflows before cap-ex.

There is not one shred of evidence or any economic rationale to the assertion that fast-growing companies should lose cash before cap-ex after they reach a certain sales level. I’m not sure how anyone can assert that a company nearing a reported $1 billion in sales, needs to burn thru tons of cash before cap-ex needs and yet at the same time report extraordinary accounting earnings gains. In fact, just to put this criticism to rest, one counterexample, in the same exact industry, should suffice.

The most valuable company in the solar space now is the thin-film manufacturer, First Solar (FSLR). First Solar is growing as rapidly as any polysilicon-based manufacturer, and yet it’s operating cash-flow, before cap-ex, is solidly in the black and has been for quite some time. Interestingly, as opposed to many polysilicon-based manufacturers, First Solar makes it quite easy to track cash flows into the company, as it reports its cash flow quite simply as Cash Received from Customers and Cash Paid to Suppliers and Employees.

Criticism II: The Solar Industry Is Growing Rapidly and Therefore The Concerns Regarding polysilicon-based PV Manufacturers Is Misguided

Answer: Apparently, many readers took the concerns raised against polysilicon-based PV manufacturers as an attack on the entire solar industry. However, this was not the intent of the article.

Even if one believes strongly in the secular growth of the solar industry, as I personally do, it is obvious, based on past business history in every other major growth industry that ever existed, that many of the companies participating in the industry will simply go bankrupt or fail to provide any return to shareholders for various reasons. There are countless recent examples of this (i.e. fiber optic component suppliers) economic reality.

The fact is that a growth of an industry does not benefit all players in the industry’s ecosystem, as certain business models simply don’t have economic viability and many companies fail to receive adequate financing.

In regards to the solar industry, despite the secular growth, investing in many polysilicon-based manufacturers in the current environment may turn out to be a losing bet. The situation could, of course, change if a wave of merger activity goes thru sector, consolidating the power of the industry into a few large companies, and thereby the improving the negotiating strength over suppliers and customers and eliminating much of the working capital cash issues.

In conclusion, the solar industry presents some very attractive investment opportunities, but investors still need to focus on those companies that can at some point be self-funding on an operating basis, and have a unique technology that reduces competitive pressures.

In the case of many polysilicon-based PV manufacturers the cash outflows raise serious and real financing concerns and it is incorrect to value these companies off of accounting earnings and revenues. It will be paramount for investors to gain a clearer understanding of these companies polysilicon agreements and customer credit/sales terms, two facts that are not often disclosed in public filings, but should be addressed by management.

[meinolf67]

Cowen meint,

...in Spanien wird alles gut!:


Cowen: 2009 Spanish Cap on Solars Unlikely to Become Law
by: Notable Calls posted on: July 07, 2008 | about stocks: ENER / ESLR / FSLR / SPWR / STP

Cowen notes Solar stocks have been pummeled by concerns about a potential sharp drop in Spanish solar subsidies. In the firm's view, a proposed 2009 cap of 300MW is unlikely to become law, as it would cause significant job losses and business closures. Unemployment and economic growth are the major issues for the Spanish government. The power sector has accumulated a large deficit, because regulated prices have not kept pace with fuel costs, underscoring the case for renewables.

They see Outperform-rated thin-film players Energy Conversion Devices (ENER) ($64) and First Solar (FSLR) ($253) as best-positioned, but believe Outperform-rated Evergreen Solar (ESLR) ($9), SunPower (SPWR) ($64) and Suntech Power (STP) ($35) are also oversold.

Modules are fungible across PV markets, so they believe that 2009 industry volume of about 9GW is achievable, but a smaller Spanish market implies lower ASPs (perhaps down 15% for c-Si players, vs. our prior 10% est.). ENER and FSLR have not seen ASPs skewed upward by Spain and have higher gross margin. Moreover, ENER benefits from higher roof and BIPV tariffs. SPWR and STP should benefit from a lower blended-cost silicon portfolio next year, while ESLR has no spot-poly exposure and should see margin expansion from the ramp of Quad-ribbon technology and the new Devens plant.

Notablecalls: I don't have great conviction in this one but we may see a slight bounce in the Solars in the near-term.

[lieberlong]

@Meinolf

Threadvorschlag?

http://biz.yahoo.com/ap/080708/gt_solar_ipo_terms.html

Bei w:o allerdings noch nicht eingepflegt. Dürfte aber auch in Frankfurt gelistet werden.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.466.061 von lieberlong am 08.07.08 23:34:51

Sicherheitshalber schonmal angelegt:

Thread: GT Solar - Weltmarktführer (?) für Ingot-Öfen

bei SMA ging es auch vor der WKN...

[meinolf67]

Hallo gagaga,

willkommen im hiesigen Thread.

Ist Schrottergy langweilig geworden? Zwinkern


Mir ist unsere Unterhaltung zur Einordnung der PV in den Gesamtzusammenhang der Renewables die ganzen Monate nachgegangen.

Einige der Argumente hast du ja auch hier gepostet.

Deswegen möchte ich mal ein paar Überlegungen anstellen:

1) aktueller EEX-Preis für Peak-load etwa 10c
2) erzielbarer Ertrag in Süddeutschland je Wp im Jahr 1 kWh
3) jährliche Preissteigerung für Strom??? - rechne mal mit 4%

Dann ergibt sich folgender -sehr vereinfachter- Einnahmestrom für ein installiertes Watt:
t=1: 10,0c
t=2: 10,4c
t=3: 10,8c
...
t=20: 21,1c
...
t=25: 25,6c

Wenn ich den jetzt wieder diskontiere -z.B. mit 5%- dann erhalte ich den Barwert des Einnahmestroms, also den Preis, den ich mir leisten kann, um als Rendite den Diskontierungssatz zu erzielen.

(Der Einfachheit halber habe ich Steuern, O&M, Degradation weggelassen)

Was kommt raus?

Bei:
5% 2,13
6% 1,89
7% 1,70
8% 1,53
9% 1,38

Wenn ich statt der 4% Preissteigerung mal 5% nehme, dann sind es schon: 2,38/2,11/1,88/1,69/1,52

usw.


Jetzt heiße ich Firstsolar und produziere bereits heute meine Module für $1,07 => ca. 67-68 Eurocent pro Wp. Da rechnen wir jetzt mal richtig großzügig genausoviel für die BoS drauf und sind bei ca. 1,35 für das installierte System.

Und jetzt gehe ich zu einem Stromhändler und sage: "ich verkaufe Dir Strom zu LANGFRISTIG garantierten stufenweise steigenden Preisen"... - was fehlt mir dann noch?

Genau: eine günstige Finanzierung! sonst nichts

[meinolf67]

und dann mach mal eine Sensitivitätsanalyse,

-bei mehr Ertrag in Deutschland: es können auch 1.100 kWh oder mehr werden

-bei Installation in Italien: da können es auch 1.400-1.600 kWh je Jahr und kWp werden

-bei höheren Strompreisen: 10c ist nicht sehr ambitioniert

-bei höherer Preissteigerung: die Brennstoffpreise gehen VIEL schneller rauf; ich lese öfters von 10c/kWh für KOHLE-Strom (!!!), wenn man die Kraftwerke neu bauen muss

-bei sinkenden Produktionskosten

andere Vorteile von PV im Verhältnis zu anderen Technologien:
-stufenlose Skalierbarkeit (Wind kann ich nur in MW-Inkrementen implementieren)
-verbrauchsnahe Installation, fast überall möglich
-sehr schnelle Implementation (frag' mal wie lange es dauert, eine Kohlekraftwerk zu planen und zu errichten)
-Stromerzeugung bereits während der Errichtung
...

[meinolf67]

und jetzt noch was Visionäres:

Energieinhalt von einem Liter Benzin: ca. 10 kWh
davon werden in Form von Antriebsenergie genutzt: ca. 40%?? (halte ich schon für optimistisch)

Spritpreis ca. 1,60 pro Liter

=> d.h. die kWh Antriebsenergie kostet mich 40c (1,60/4)


...ich weiß, die Steuern. Zwinkern

Dann nehmen wir das Rohöl -nota bene: VOR Raffination, Transport, etc.

140$ für ein Barrel mit 159 Litern
=> 0,88$ Liter
=> 0,22$ pro kWh Antriebsenergie

Schlußfolgerung:
wer es schafft, gute Elektroautos zu bauen, bei denen für den den Speichervorgang nicht zu hohe Kosten anfallen, der wird sich vor Nachfrage kaum retten können...

[meinolf67]

THE FUTURE OF ENERGY
Another silicon valley?

Jun 19th 2008
From The Economist print edition
The rise of solar energy, in one form or another
Illustration by Ian Whadcock

WIND power works, and will work better in the future. But wind is only an interim stop on the way to a world where electricity no longer relies on fossil fuels. The ultimate goal is to harvest the sun’s energy directly by intercepting sunlight, rather than by waiting for that sunlight to stir up the atmosphere and sticking turbines in the resulting airstreams.

Fortunately, inventors love that sort of problem. Ideas they have come up with range from using the sun to run simple heating systems for buildings, deploying “reverse radiators” painted black, to the sharpest cutting edge of that trendiest of fields, nanotechnology, to ensure that every last photon is captured and converted into electricity. The most iconic form of solar power, the photovoltaic cell, is currently the fastest-growing type of alternative energy, increasing by 50% a year. The price of the electricity it produces is falling, too. According to Cambridge Energy Research Associates (CERA), an American consultancy run by Daniel Yergin, a kWh of photovoltaic electricity cost 50 cents in 1995. That had fallen to 20 cents in 2005 and is still dropping. Not RE<C (see article), but heading in the right direction.

Photovoltaic cells (or solar cells, as they are known colloquially) convert sunlight directly into electricity. But that is not the only way to use the sun to make electrical power. It is also possible to concentrate the sun’s rays, use them to boil water and employ the resulting steam to drive a turbine. These two very different approaches illustrate an unresolved question about the future of energy: whether it will be generated centrally and transported over long distances to the consumer, as it has been in recent decades, or generated and consumed in more or less the same place, as it was a century ago.
A hot tin roof

The idea of solar cells is to keep things local. They are like wind turbines, only more so, in that even a single solar panel can produce power immediately. Put a few on your roof and, if you live in a reasonably sunny place, you can cut your electricity bill. Indeed, you may be able to sell electricity back to your own power company. The problem is that at the moment you may need to take out an overdraft to pay for the solar panels, and you will not get your money back for a long time.

Many engineers, however, are working to change that. One of them is Emanuel Sachs of MIT. Some engineers look for big, exciting technological improvements in the way solar cells work, but Dr Sachs prefers incremental change. As he sees it, it is such change that drives Moore’s law, that well-established description of the rapid improvement in the power of computer processors.

Moreover, the analogy is appropriate. Traditional solar cells are made of silicon, like computer chips, and for the same reason. They rely on that element’s properties as a semiconductor, in which negatively charged electrons and positively charged “holes” move around and carry a current as they do so. In the case of a solar cell, the current is created by sunlight knocking electrons out of place and thus creating holes. Dr Sachs’s first contribution to the incremental improvement was a technique called the string ribbon, which halved the amount of silicon needed to make a solar cell by drawing the element (in liquid form) out of a vat between two strings. That invention was marketed by a firm called Evergreen Solar.

His latest venture, a firm called 1366 Technologies (after the number of watts of solar power that strike an average square metre of the Earth’s surface), aims to follow this up with three new ideas that should, in combination, bring about a 27% improvement in efficiency. He and his colleagues have redesigned the surfaces of the silicon crystals on a nanoscale in order to keep reflected light bouncing around inside a cell until it is eventually absorbed. They have also managed to do something similar to the silver wires that collect the current. And they have made the wires themselves thinner as well so that they do not block so much light in the first place.

Dr Sachs says that these innovations will bring the capital cost of solar cells below $2 a watt. That is closing in on the cost of a coal-fired power station: a gigawatt (one billion watt) plant costs about $1 billion to build. The price, of course, is a different matter. As Paula Mints of Navigant Consulting, a firm based in Palo Alto, California, points out, price is set by market conditions. These—particularly the generous subsidies given to solar power in some European countries—have kept prices well above costs in recent years. Nevertheless, as chart 4 shows, the price of solar cells has fallen significantly, too.

Other researchers back a newer technology known as thin-film photovoltaics. Thin-film cells can be made with silicon, but most progress is being made with ones that use mixtures of metals, sometimes exotic ones, as the semiconductor. These mixtures are not as efficient as traditional bulk-silicon cells (meaning that they do not convert as much sunlight to electricity per square metre of cell). But they use far less material, which makes them cheaper, and they can be laid down on flexible surfaces such as sheets of steel the thickness of a human hair, which gives them wider applications.

At the moment, the commercial leader in this area is a firm called First Solar, which uses cadmium telluride as the film. But First Solar is about to be given a run for its money by companies such as Miasolé, a small Californian firm, that have gone for a mixture of copper, indium, gallium and selenium, known as CIGS. This mixture is reckoned to be more efficient than cadmium telluride, though still not as good as traditional silicon. And it has the public-relations advantage of not containing cadmium, a notorious poison—though First Solar’s films carefully lock the cadmium up in a way that renders it harmless.

At the moment thin-film solar cells are being packaged and sold as standard solar panels, but that could easily change. First Solar applies its films to glass, but Miasolé’s boss, Joseph Laia, points out that his steel-based products are flexible and lightweight enough to be used as building materials in their own right. Greener-than-thou Californians who wish to fall in with their governor’s plan for a million solar roofs, announced in 2006, currently have to bolt panels onto their houses—an ugly, if visible, show of their credentials. If Mr Laia has his way, they will soon be able to use sheets of his company’s CIGS-covered steel as the roofing material itself.

Supporters of solar-thermal energy tend to look askance at solar panels. Cadmium telluride and CIGS may be cheaper than silicon, but glass and steel, on which solar-thermal relies, are cheaper still. The technology’s proponents think big: square-kilometres big. They want to fill the deserts with steel and glass mirrors and use the reflected sunlight to boil water and generate electricity, then plug into the long-distance DC networks developed for wind power to carry the juice to the cities.
Desert song

Those who worry about the political side of the world’s dependence on oil will be less than delighted to find that one country thinking seriously about such systems is Algeria. With the power-hungry markets of Europe to its north, across the Mediterranean, and a lot of sunshine going to waste in the Sahara desert to its south, Algeria’s government is looking for ways to connect the two. It is now building an experimental solar-thermal power station at Hassi R’mel, about 400km south of Algiers, which if all goes well will open next year. In April work started on a similar project at Aïn Béni Mathar, in Morocco, and others are in the pipeline elsewhere in north Africa. Fortunately for people like Mr Woolsey, the ex-CIA man, America has deserts of it own which are about to bloom with mirror-farms too.

There are four competing designs: parabolic-trough mirrors, parabolic-dish mirrors, “power towers” which use an array of mirrors to focus the sun’s rays on to an elevated platform, and Fresnel systems, which mimic a parabolic trough using (cheaper) flat mirrors. All either heat up water to make steam, which drives a generator, or heat and liquefy a salt with a low melting point such as sodium nitrate that is used to make steam.

All four of these designs are now either operating commercially in the deserts of south-west America or are undergoing pre-commercial trials. Although the total capacity at the moment, according to CERA, is a mere 400 megawatts, this will grow tenfold over the next four years if all projects now scheduled come to fruition, and probably a lot more after that. Moreover, those plants that melt a salt are able to divert part of the heat they collect into a thermal reservoir that can keep the generators turning at night. The main objection to solar power—that it goes off after sunset—is thus overcome.
From little acorns

The engineers clearly think they can deliver the technology. But can the technology deliver the power? A back-of-the-envelope calculation suggests that it can. Two years ago a task force put together by the governors of America’s western states identified 200 gigawatts-worth of prime sites for solar-thermal power within their territory (meaning places that had enough reliable sunshine, were close to transmission lines and were not environmentally or politically sensitive). That is equivalent to 20% of America’s existing electricity-generation capacity: not a bad start.

Robert Fishman, the boss of Ausra, an Australian-American company based in Palo Alto, California, reckons that his firm’s Fresnel arrays combined with its proprietary heat-storage system can produce electricity for 8 cents a kWh. That matches GE’s wind turbines, and mass production should bring it down further. It is not cheaper than “naked” coal (Ausra will benefit from various state governments’ requirements that their power utilities buy renewable power)—but if there were a carbon tax of $30 a tonne, or a requirement to capture and bury CO2, Ausra would be able to match the coal-fired stations’ prices.

The most intriguing technology of all, though, belongs to SUNRGI, a firm based in Los Angeles. This uses mirrors to concentrate sunlight, but focuses it on a solar cell rather than a boiler. The system is said to turn 37% of the light into electricity. In April the firm claimed it would be able to produce electricity for the magic figure of 5 cents a kWh.

That claim has yet to be put to the test, and should be viewed with some scepticism until it has been. But it is a good indication of the way the field is going. Solar power now seems to be roughly where wind was a decade ago. At the moment it contributes a mere 0.01% to the world’s output of electricity, but just over a decade of 50% annual growth would bring that to 1%, which is where wind is at the moment. If SUNRGI is to be believed, and the point where RE is indeed <C is close, the rise to 1% might happen even faster. After that, the sky is the limit.

[orator]

Hoch informativer Thread. Weiter so.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.470.256 von orator am 09.07.08 14:23:52

Danke

[meinolf67]

The economics of solar power

Don’t be fooled by technological uncertainty and the continued importance of regulation; solar will become more economically attractive.

Peter Lorenz, Dickon Pinner, and Thomas Seitz

June 2008

A new era for solar power is approaching. Long derided as uneconomic, it is gaining ground as technologies improve and the cost of traditional energy sources rises. Within three to seven years, unsubsidized solar power could cost no more to end customers in many markets, such as California and Italy, than electricity generated by fossil fuels or by renewable alternatives to solar. By 2020, global installed solar capacity could be 20 to 40 times its level today.

But make no mistake, the sector is still in its infancy. Even if all of the forecast growth occurs, solar energy will represent only about 3 to 6 percent of installed electricity generation capacity, or 1.5 to 3 percent of output in 2020. While solar power can certainly help to satisfy the desire for more electricity and lower carbon emissions, it is just one piece of the puzzle.

What’s more, solar power faces challenges that are common in emerging sectors. Several technologies are competing to win the lowest-cost laurels, and it’s not yet clear which is going to win. Rapid growth has created shortages and high margins for early players, such as the silicon refiners Dow Corning, REC Solar, and Wacker, as well as the component manufacturers First Solar, Q-Cells, and SunPower. Fueled by ever-increasing flows of new equity from venture capital and private-equity firms—$3.2 billion in 2007—innovative new competitors are entering the sector, and with them the potential for excess supply, falling prices, and deteriorating financial performance for some time.

With competition heating up, the companies building the equipment that generates solar power must relentlessly cut their costs by improving the processes they use to manufacture solar cells, investing in research and development, and moving production to low-cost countries. At the same time, they must secure access to raw materials without tying themselves to the wrong technology or partner.

The evolution of technology looms large for utilities as well. If they hesitate to undertake large long-term investments until the dust clears, they risk losing customers to players such as panel installers willing to put up and finance solar units on the roofs of buildings in return for a share of the savings the owners enjoy. As always in the utility sector, it will be essential to deploy smart regulatory strategies, which in some regions might mean including solar investments in the capital base used to set rates for consumers. Government policies will also continue to influence the sector’s development heavily. Deciding when and how to phase out subsidies will be critical for creating a vibrant, cost-competitive sector.

Even in the most favorable regions, solar power is still a few years away from true “grid parity”—the point when the price of solar electricity is on par with that of conventional sources of electricity on the power grid. The time frame is considerably longer in countries such as China and India, whose electricity needs will require large amounts of new generating capacity in the years ahead and whose cheap power from coal makes grid parity a more elusive goal.
The birth of a sector

The solar sector includes a diverse set of players, including the manufacturers of the silicon wafers, panels, and components used to generate much of today’s solar power, as well as the installers who put small-scale units on individual roofs, utilities and other operators setting up enormous solar collection systems in deserts, and start-up companies striving for breakthroughs such as lower-cost thin-film technologies. All are operating in a dynamic environment in which long-held assumptions—subsidies, the primacy of incumbents, and the predominance of silicon-wafer-based technology—are being eroded.
Beyond subsidies

Government subsidies have played a prominent role in the growth of solar power. Producers of renewable energy in the United States receive tax credits, for example, and Germany requires electricity distributors to pay above-market rates for electricity generated from renewable sources. Without such policies, the high cost of generating solar power would prevent it from competing with electricity from traditional fossil-fuel sources in most regions.

But the sector’s economics are changing. Over the last two decades, the cost of manufacturing and installing a photovoltaic solar-power system has decreased by about 20 percent with every doubling of installed capacity. The cost of generating electricity from conventional sources, by contrast, has been rising along with the price of natural gas, which heavily influences electricity prices in regions that have large numbers of gas-fired power plants. These regions include California, the Northeast, and Texas (in the United States), as well as Italy, Japan, and Spain.

As a result, solar power has been creeping toward cost competitiveness in some areas. California, for example, combines abundant sunshine with retail electricity prices that, partly as a result of the state’s policies, are among the highest in the United States—up to 36 cents per kilowatt-hour for residential users.1 Unsubsidized solar power costs 36 cents per kilowatt-hour. Support from the California Solar Initiative2 cuts the price customers pay to 27 cents. Rising natural-gas prices, state regulations aiming to limit greenhouse gas emissions, and the need to build more power plants to keep up with growing demand could push the cost of conventional electricity higher.

During the next three to seven years, solar energy’s unsubsidized cost to end customers should equal the cost of conventional electricity in parts of the United States (California and the Southwest) and in Italy, Japan, and Spain. These markets have in common relatively strong solar radiation (or insolation), high electricity prices, and supportive regulatory regimes that stimulate the solar-capacity growth needed to drive further cost reductions (Exhibit 1). These conditions set in motion a virtuous cycle: growing demand for solar power creates more opportunities for companies to reduce production costs by improving solar-cell designs and manufacturing processes, to introduce new solar technologies, and to enjoy lower prices from raw-material and component suppliers competing for market share.

We forecast global solar demand by estimating the payback period for customers in different countries and regions. (Payback estimates rest on projected system costs and power prices, as well as local sunlight and incentive schemes.) Our analysis suggests that by 2020 at least ten regions with strong sunlight will have reached grid parity, with the price of solar electricity falling from upward of 30 cents per kilowatt-hour to 12, or even less than 10, cents. From now until 2020, installed global solar capacity will grow by roughly 30 to 35 percent a year, from 10 gigawatts today to about 200 to 400 gigawatts3 (Exhibit 2), requiring capital investments of more than $500 billion. Exactly where within this range actual installed capacity falls will depend upon the evolution of solar costs, carbon costs, and power prices (which in turn are heavily influenced by natural gas prices). Even though this volume represents only 1.5 to 3 percent of global electricity output, the roughly 20 to 40 new gigawatts a year of installed solar capacity would provide about 10 to 20 percent of annual new power capacity over that period. This level of installed solar capacity would abate some 125 to 250 megatons of carbon dioxide—roughly 0.3 to 0.6 percent of global emissions in 2020.

Evolving technologies

Our demand and capacity forecasts assume continued improvement in solar-cell designs and materials but neither a radical breakthrough nor the emergence of a dominant technology. At present, three technologies—silicon-wafer-based and thin-film photovoltaics and concentrated solar thermal power—are competing for cost leadership. Each has its advantages for certain applications, but none holds the overall crown. Major innovations and shifts in the relative cost competitiveness of these technologies could occur.

Companies that use either of the current photovoltaic technologies, which generate electricity directly from light, are striving to reduce costs by making their systems more efficient. In power conversion, efficiency means the amount of electrical power generated by the solar radiation striking the surface of a photovoltaic cell in a given period of time. For each unit of power generated, more efficient systems require less raw material and a smaller solar-collection surface area, weigh less, and are cheaper to transport and install.

Silicon-wafer-based photovoltaics. Although 90 percent of installed solar capacity uses silicon-wafer-based photovoltaic technology, it faces two challenges that could create openings for competing approaches. For one thing, though it is well suited to space-constrained rooftop applications (because it is roughly twice as efficient as current thin-film photovoltaic technologies), the solar panels and their installation are costly: larger quantities of photovoltaic material (in this case, silicon) are required to make the panels than are to make thin-film photovoltaic solar cells.4 Second, companies are starting to approach the theoretical efficiency limit—31 percent—of a single-junction silicon-wafer-based photovoltaic cell; several now achieve efficiencies in the 20 to 23 percent range. To be sure, there is still room for improvement before the limit is reached, and clever engineering techniques (such as concentrating sunlight on solar cells or adding a number of junctions made of different materials to absorb a larger part of the light spectrum more efficiently) could extend it, though many of these ideas increase production costs.

Thin-film photovoltaics. The other important photovoltaic approach, thin-film technology,5 has been available for many years but only recently proved that it can reach sufficiently high efficiency levels (about 10 percent) at commercial production volumes. Thin film trades off lower efficiencies against a significantly lower use of materials—about 1 to 5 percent of the amount needed for silicon-wafer-based photovoltaics. The result is a cost structure roughly half that of wafer-based silicon. This technology also has significant headroom to extend the cost gap in the long term.

But challenges abound. The lower efficiency of thin-film modules6 means that they are currently best suited to large field installations and to large, flat rooftops. Furthermore, the longevity of these modules is uncertain; silicon-wafer-based photovoltaics, by contrast, maintain their output at high levels for more than 25 years. Of the most promising thin-film technologies, only one—cadmium telluride—has truly reached commercial scale, and some experts worry about the toxicity of cadmium and the availability of tellurium. A final complicating factor is that a new generation of nanoscale thin-film technologies now on the horizon could significantly increase the efficiency and reduce the cost of producing solar power.

Concentrated solar thermal power. The third major solar technology, concentrated solar thermal power,7 is the cheapest available option today but has two limitations. Photovoltaic systems can be installed close to customers, thereby reducing the expense of transmitting and distributing electricity. But concentrated solar thermal power systems require almost perfect solar conditions and vast quantities of open space, both often available only at a great distance from customers. In addition, the ability of concentrated solar thermal power to cut costs further may be limited, because it relies mostly on conventional devices such as pipes and reflectors, whose costs will probably fall less significantly than those of the materials used in semiconductor-based photovoltaics. Nonetheless, several European utilities now regard concentrated solar thermal power as the solar technology of choice.
The road ahead

The extent and speed of this emerging sector’s growth will depend on its ability to keep driving down the cost of solar power. No single player or set of players can make that happen on its own.

• The necessary technological breakthroughs will come from solar-component manufacturers, but rapid progress depends on robustly growing demand from end users, to whom many manufacturers have only limited access.

• Utilities have strong relationships with residential, commercial, and industrial customers and understand the economics of serving them. But these companies will have difficulty driving the penetration of solar power unless they have a much clearer sense of the cost potential of different solar technologies.

• In some regions, regulators can accelerate the move toward grid parity, as they did in California and Germany, but they can’t reduce the real cost of solar power. Poor regulation might even slow the fall in prices.

Although these considerations make it difficult to predict outcomes and to prescribe strategies, certain economic principles do apply.
Solar-component manufacturers

The fundamentals are clear for photovoltaic-component manufacturers that hope to remain competitive: there’s no escaping significant R&D investments to stimulate continued efficiency improvements, as well as operational excellence to drive down manufacturing costs. Furthermore, in view of the technological uncertainty, established silicon-wafer-based companies should hedge their bets by investing in advanced thin-film technologies.

Some manufacturers have considered establishing partnerships or vertically integrating—approaches that could give them access to supplies, customers, and financing but might also lock them into the wrong technology. To make the right trade-offs, the manufacturers of components for silicon-wafer-based and thin-film technologies should focus on fundamentals, such as manufacturing costs, efficiency improvements, and the movement of prices for raw materials.

Raw materials. Polysilicon is the main raw material for silicon-wafer-based solar-cell manufacturers, which now consume more of it than the semiconductor industry does. Over the last two years, shortages and price spikes have been the result.

High margins have encouraged incumbents to add capacity and have attracted new entrants. Many observers have therefore been predicting that global polysilicon production capacity will at least triple from 2005 to 2010, while our forecasts indicate that demand for the material will only double during the same period. This mismatch suggests that the spot price of polysilicon could drop from over $200 a kilogram to levels previously seen in the semiconductor industry—as little as $30 to $50. Of course, if global demand for silicon-based modules surged, or if announced capacity additions did not materialize or were delayed (due to cancelled projects, quality issues, or the sorts of engineering and construction delays that are currently prevalent in many other capital intensive industries), the price effect might be dampened significantly. Industry participants should therefore screen supply and demand developments continuously.

Production process technology. The way companies manufacture solar cells has the largest impact on the cells' efficiency and their cost. Many incumbents have invested heavily in developing proprietary manufacturing processes. Some start-up cell manufacturers, by contrast, buy entire manufacturing lines from equipment companies such as Applied Materials.

Cell manufacturers are valuable partners for equipment companies hoping to tap into the growth of the solar sector. The equipment companies need formal partnerships that will allow them to retain ownership of the intellectual property associated with their manufacturing processes—a difficult trick that these vendors tried (and failed) to pull off in the semiconductor sector. The same thing could happen again unless equipment providers can figure out how to make their offerings extremely cost competitive and difficult for operators to imitate or enhance.

Producing in low-cost regions. Many leading silicon-wafer-based photovoltaic solar companies are located in high-wage countries. These manufacturers produce cells that are typically more efficient than those produced in lower-wage countries; for example, many German and US cells achieve an efficiency of 20 percent or more, compared with 15 to 16 percent for Chinese ones. Yet countries like China and India will inevitably gain an overall cost advantage by developing the skills needed to produce more efficient cells. Companies in regions with high labor costs should therefore constantly monitor the benefits and risks of locating their next plant in an area that offers lower-cost labor and generous subsidies.
Utilities

Although the distributed nature of solar power might seem to clash with the utilities’ business model of centralized electricity generation, these companies do have assets in the solar era, starting with strong customer relationships. They are also in a good position to integrate electricity generated at large numbers of different locations (such as rooftops) into the existing network. Many utilities could use their advanced metering infrastructure to calculate the full value of solar power during peak times. One way of leveraging these assets would be to form partnerships with component manufacturers. Building profitable partnerships will require utilities to develop new skills, such as installing and managing solar-generation capacity, as well as deciding which solar technologies best suit their service territories.

The technology that currently seems most attractive for utilities is concentrated solar thermal power, because it involves centralized electricity generation—much as traditional coal, nuclear, and hydroelectric facilities do—and is today’s low-cost solar champion. Its long-term cost prospects, though, are less favorable than those of some emerging photovoltaic technologies, so choosing it now is in effect a strategic bet on how quickly relative costs and local subsidy environments will change.

While the natural tendency might be to postpone investments until the technology picture becomes clearer, sitting on the sidelines poses risks for the utilities. As the cost of solar energy decreases, the growing number of companies that will probably enter the business of installing solar equipment could cut off some utilities from their customers. Installers buy solar panels, mount them in homes and businesses, and then lease them in return for a stream of payments lower than prevailing electricity rates but still high enough to earn a healthy return on the panel investment. Since people who now pay the highest electricity rates would be the most likely to switch, utilities would lose their most valuable customers.

One way of coping would be to forge relationships with solar-cell and -module manufacturers that could help utilities claim a portion of this emerging business while they gain experience integrating distributed generating capacity into the grid. It should be in their interest to strike up such partnerships quickly, before disintermediation reduces their attractiveness as partners, since savvy manufacturers will pit them against installers in a quest for the most favorable financial arrangements.

Another approach for the utilities involves regulatory strategy—for example, they could try to persuade regulators to add solar investments to their rate base (the expenses and capital investments that regulators use to calculate fair retail electricity prices). Although such a readjustment would raise electricity rates, utilities could argue that the long-term benefits would be significant: increasing their reserve margins while making conventional power generation investments unnecessary, dampening future rate increases from rising fuel prices, meeting environmental targets, and accelerating the decline in solar-power costs. This approach yields a fixed return on capital that might ultimately be lower than what would be possible if utilities bet successfully on the right technologies, but it also mitigates investment risk.
Governments and regulators

The decisions of regulators will affect not only utilities but also the entire solar sector. During the march to grid parity, well-understood and targeted subsidies will be critical to build the confidence of investors and attract capital. The impact of government policies in rapidly growing emerging markets such as China and India will be particularly important for the pace of the sector’s growth. Our base-case forecasts do not include aggressive growth in these markets. But if China installed rooftop solar panels on, say, 13 percent of all new construction in 2020, the country would add 15 gigawatts of solar capacity a year, about 40 percent of the world’s annual increase. Similarly, government policies encouraging the use of electric vehicles may also accelerate the growth of solar demand.

While the optimal regulations for different countries will vary considerably, all governments should focus on a few major factors.

* Clarify objectives. Before establishing policies, regulators must decide whether they want to increase energy security, lower carbon emissions, build a high-tech manufacturing cluster, create jobs for installers, or any combination of these goals. Once regulators have identified and prioritized them, appropriate policies can be developed to stimulate specific parts of the sector.
* Reward production, not capacity. Subsidizing capacity rewards all solar-power installations at the same rate, regardless of their cost-efficiency. Production-based programs, which reward companies only for generating electricity, create incentives to reduce costs and to focus initially on attractive areas with high levels of sunlight.
* Phase out subsidies carefully. In virtually every region of the world, solar subsidies are still crucial; in 2005, when they expired in Japan, capacity growth declined there significantly. But since solar power could eventually be cost competitive with conventional sources, regulators must adjust incentive structures over time and phase them out when grid parity is reached.

Solar energy is becoming more economically attractive. Component manufacturers, utilities, and regulators are making decisions now that will determine the scale, structure, and performance of this new sector. Technological uncertainty makes the choices difficult, but the opportunities—for companies to profit and for the world to become less dependent on fossil fuels—are significant.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.441.120 von meinolf67 am 04.07.08 17:47:38

Dem Artikel stimme ich weitgehend zu.

Nur dieses:

If the significant cash losses for some of the polysilicon-based PV manufacturers were just due to significant cap-ex needs, there would really be no major cause for concern as it would be a natural outcome of their growth and need to meet future capacity.

sehe ich sogar noch kritischer. Wachstum, das wirklich ganz außergewöhnliche Renditen für die Kapitaleigner erzielt hat, war in der Vergangenheit immer schlank.

Wer möchte, schaut sich in diesem Zusammenhang die Bilanzen und CF-Rechnungen von Microsoft und Google der letzten Jahre an. Bei MSFT war es früher so, dass die durch ihr Wachstum ständig Cash generiert haben, statt fürs Wachstum Cash zu brauchen, weil ihre accounts payable immer höher waren als die accounts receivable und das Wachstum ohne große capex lief (heutige Situation kenne ich nicht mehr). Das war echte Stärke.

capex sind immer ein Problem - auch solche für tolles Wachstum.

FSLR kann nicht nur billig produzieren, sondern auch relativ billig skalieren - was natürlich in dem Business durchaus auch miteinander zusammenhängt und sich in Zukunft noch stärker bedingen wird.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.468.740 von meinolf67 am 09.07.08 11:44:58

Hi Meinolf,

klasse Überlegungen. Kann ich gut nachvollziehen. Vor allem ist daran so wichtig, dass sich aus solchen Berechnungen letztlich die Modulpreise ergeben, um auf Kraftwerksebene konkurrieren zu können. Die "private Grid Parity" ist ja nur ein Zwischenstopp auf dem Weg des Preisverfalls.

Aber vielleicht ein grundsätzlicher Einwand:

Was ist mit der Abschreibung der Anlage? Wenn Du den Abzinsungsfaktor als Deine Kapitalrendite unterstellst, setzt das voraus, dass das eingesetzte Kapital als solches erhalten bleibt, richtig?

Das dürfte man hier natürlich nicht unterstellen, weil die Anlage im Laufe der Jahre "untergeht".

Wollen wir sie mit linear 5% pro Jahr abschreiben? Das wären dann 5% Abschreibung + 8% Rendite = 13% Diskontierungszins.

Oder mache ich gerade einen Denkfehler?

Jetzt geht es um die konkreten Szenarien.

Hast Du dafür ein Excel geschrieben? Was käme denn raus bei:

Preissteigerung Strom: 3% / Jahr
Diskontierung: 13% / Jahr
anfänglicher Strompreis: 10 US-Cent (oder 6,5 Euro-Cent)
Ertrag: 1.700 kWh / kWp und Jahr

(das ist - abgesehen von der Einstrahlungsleistung vielleicht wirklich das echte "Konservativ-Szenario")

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.479.680 von SLGramann am 10.07.08 14:16:11

Nein;

die Rechnung geht so: Auszahlung heute = Summe der Rückflüsse ABGEZINST mit Rechnungszins

=>in den rückflüsse stecken Kapital und Zins!

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.479.680 von SLGramann am 10.07.08 14:16:11

bei 3% Preissteigerung und 17c Erlösen je Watt (1.700 kWh/kWp und Jahr x 10c) kommt für 13 Diskont ein Systempreis von 1,53 raus.

Da die Afa aber schon drin ist, reichen bestimmt die 8%; dann kommen
2,36 als Systempreis raus.


Excel schicke ich dir. Reiter "Cost Structure"

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.479.791 von meinolf67 am 10.07.08 14:25:21

müßtest Du jetzt haben

[meinolf67]

Fürs Protokoll mal eine kleine Zwischenbilanz:

Thread ist jetzt 5 Wochen alt.

Grundsatzposting #8 enthielt als besondere Augenmerkspunkte:

a) EEG
b) SI-Versorgung; neue Projekte, umg-SI!
c) Durchbrüche bei Dünnschicht
d) Anschlußregelung Spanien
e) ITC/RPS in USA
f) andere EMerging Markets: Italien, Griechenland
g) frühe Warnsignale: Netzzugang, Netzkapazität

In dieser Zeit ist viel passiert:
-EEG wurde verabschiedet; Frage ist, wie lange es halten wird
-gefühlte 10 neue AMAT/Oerlikon Kunden
-Spanien scheint zu kippen
-USA darf man für 2008 wohl abschreiben
-keine nennenswerten Neuigkeiten zu EM

Aktuelle Stimmungslage bei mir:
Nachdem ich heute munter im Q-Cells Thread über die Verteilung der Nachfrage diskutiert habe, bin ich mir sicherer als zuvor, dass es den Dip geben wird. Genaugenommen ist er ja bereits in vollem Gang... Frage ist nur, wie weit er noch gehen wird.

Worauf man jetzt wirklich gucken muss, ist: "wo werden die unsubventionierten Märkte sein?" und "wie werden diese aussehen?"

Für diesen Zweck braucht man Annahmen zur Preisentwicklung für Strom und Finanzierungskosten.

Wer macht einen Vorschlag für eine angemessene Rendite bei Investments in die Stromerzeugung?

[meinolf67]

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.480.253 von meinolf67 am 10.07.08 15:07:09

Das sind die Zahlen aus dem Q-Cells-Thread

[meinolf67]

zum Wiederfinden:

#14149 von meinolf67 Benutzerinfo Nachricht an Benutzer Beiträge des Benutzers ausblenden 10.07.08 13:05:45 Beitrag Nr.: 34.479.017
Dieses Posting: versenden | melden Diskussion drucken

Folgende Antwort bezieht sich auf Beitrag Nr.: 34.478.663 im neuen Fenster öffnen von DonSpekulatius am 10.07.08 12:23:18 Vielen Dank für die guten Quellen; werde etwas Zeit brauchen, die zu sichten.

Trotzdem schonmal ein paar Anmerkungen:

1) Die Zahlen, die Du im Posting verwendest, sind kumulierte Zahlen, nicht Zubauzahlen; insoweit wäre die Situation sogar noch mehr wie du sie siehst.

2) Jeder der sagt, er kennt die echten Zubauzahlen, lügt. Man kann derzeit nur schätzen. Insoweit, habe ich einen gewissen Vorbehalt gegenüber Quellen, die ich nicht einschätzen kann. Allerdings scheint Deine Quelle auf den ersten Blick recht gut zu sein.

3) Genau aus dieser Quelle kann man aber auch erkennen, was passiert, wenn Strukturbrüche im Markt auftreten: für Spanien wird ein Zubauwachstum von 190% (341 MW zu 117 MW) angegeben. Für dieses Jahr rechnen sehr viele Auguren mit mindestens 1 GW, vielleicht auch 1,5 GW; das wäre eine Wachstumsrate von nochmal 200%-300%. (Der deutsche Markt hat sich von 2003 auf 2004 damals sogar verschsfacht)

4) jetzt zu meinen einzelnen "realitätsfernen" Zahlen:
Italien: da habe ich 300 MW für 2009 stehen; Deine Quelle hat 50 MW für 2007 => entspricht 245% p.a.; scheint viel, aber:
-es ist ein Markt der praktisch neu auf der Landkarte erscheint
-es gibt NEU das Conto Energia mit einer sehr attraktiven Einspeisevergütung und wenn man Industrieveröffentlichungen liest, dann erscheinen die 300MW nicht überhöht; es können natürlich auch weniger werden, aber manche sehen da sogar Potential für einen GW-Markt

Frankreich: 300 MW bei mir; 13 MW bei Dir
-ok; DAS scheint wirklich viel; vielleicht liege ich falsch; aber auch dort gilt: neue Einspeisevergütung seit 2007, EXTREM attraktiv für BIPV (50c je kWh) und starke Aktivität von Projektentwicklern (u.a. sogar der Staatsmonopolist EDF)

Griechenland: 200 MW bei mir, 2,5MW bei Dir
-beantragt beim Ministerium sind ca. 2 GW;
dies ist ein Paradebeispiel für einen Markt mit administrativen Hindernissen; fest steht, daß sehr viele dort bereits arbeiten und dass auch die dortige Vergütung bei heutigen Materialpreisen bereits extrem attraktiv ist; umso mehr wenn die Preise runtergehen. Es kann sein, dass der Stillstand noch 1,5 Jahre anhält, aber es kann auch sein, dass sich das Tor irgendwann in dieser Zeit öffnet, und dann hast Du die 200MW schneller als Du gucken kannst


Tschechien: bei mir 50MW, bei Dir 3,2MW
mal davon abgesehen, dass die 2007 er Wachstumsrate +1.000% war (Stichpunkt: neu eingeführte Einspeisevergütung), kenne ich persönlich Leute, die in 2008/09 ca. 10 MW selbst realisieren werden (wollen)

Belgien: bei mir 50MW, bei Dir 2 MW
auch hier gibt es Meldungen über Projektentwickler wie z.B. Enfinity, Vertragsabschlüsse mit Lieferanten wie z.B. Yingli und eine attraktive Einspeisevergütung

für den ganzen Rest Europas habe ich keine separate Schätzung ausgeworfen, laut Deiner Quelle waren es gut 25 MW in 2007

Man sollte sich auch vor Augen führen, dass viel nicht realisiert werden konnte, weil schlicht kein Material verfügbar war.

5) insgesamt halte ich die bisher genannten Märkte nicht für wirklich kriegsentscheidend; das sind -und dort können meine Zahlen wirklich realitätsfern sein- Spanien, Deutschland, USA

Mir fällt es schwer, die Riesen GW-Zahlen für Deutschland zu sehen und KEINEN Widerspruch aus Politik und Gesellschaft zu sehen.

Deshalb bin ich ja auch erstmal raus aus den meisten Werten.

Genausogut kann es aber auch positive Überraschungen geben, so wie Spanien dieses Jahr eine ist (war?).


Was mir stinkt, ist diese undifferenzierte "PV ist für'n Arsch Attitüde" die ich bei Euch Don's wahrgenommen (vielleicht habt Ihr es ja gar nicht so gemeint) habe. Aber auch bei Dir bin ich jetzt gerne bereit, zuzugeben daß Du Dich wohl gründlicher mit dem Thema beschäftigt hast, als ich dachte.

Das finde ich gut und dafür danke ich.


Am meisten lerne ich immer von den Leuten, die eine andere Meinung haben als ich... Lächeln

[meinolf67]

interessante Marktperspektive:
http://www.tainergy.com.tw/en/03.htm" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
http://www.tainergy.com.tw/en/03.htm

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.480.180 von meinolf67 am 10.07.08 15:02:23

Wer macht einen Vorschlag für eine angemessene Rendite bei Investments in die Stromerzeugung?


Generell sind die EK-Renditen in der Energiewirtschaft hoch. Bei E.ON, RWE usw. hast Du ROCE-Werte von 14, 15% und EK-Renditen von 30 bis 40% oder so, weil ziemlich über Kredit gehebelt wird.

A.T.Kearney hat für reine Netzbetreiber (europäisches Ausland) mal EK-Renditen von 18 bis 35% ermittelt. 35% bei National Grid, allerdings bei einer EK-Quote von nur 13%.

In Deutschland scheint das nicht so üppig zu sein:

Für die Zeit ab 1. Januar 2009 legte die Netzagentur neue Renditen für die Eigenkapitalverzinsung von Investitionen in die Strom- und Gasnetze fest. Die Versorger können demnach bei ihren Gebühren für Neuinvestitionen einheitlich 9,29 Prozent vor Steuern geltend machen.

...

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sprach von einem Schritt in die richtige Richtung. „Die Bundesnetzagentur liegt damit aber noch unter dem international üblichen Zinsniveau“, kritisierte BDEW-Hauptgeschäftsführer Eberhard Meller. Gutachten zufolge seien beim Strom Zinssätze von 12,5 Prozent und beim Gas von 13,3 Prozent erforderlich.



Ich denke mal, dass bei einem PV-Kraftwerk auch ne ganze Menge Fremdkapital stecken könnte. Wie hoch werden da die Fremdkapitalkosten sein? 7%? 8%?

Und die Eigenkapitalkosten? 4 bis 5% Rendite für Staatsanleihen + ein fairer Risikozuschlag von vielleicht weiteren 4 bis 5%?

Ich denke, 8 bis 10% Abzinsung sollten es schon sein. Und ich fürchte, für die großen Versorger wäre das immer noch nicht sehr attraktiv. Für unabhängige Anbieter aber schon und das könnte ja reichen.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.480.638 von meinolf67 am 10.07.08 15:37:28

Ja, dieser riesige Japan-Anteil ist interessant.

Japan hat die Voraussetzungen, ein GW-Markt zu werden (vor allem die Infrastruktur). Aber die Preise für Elektrizität sind möglicherweise bei weitem nicht so hoch, wie manche denken. Deshalb geht das wahrscheinlich nur mit viel niedrigeren Modul-Preisen.

Ich bin irgendwie nicht in der Lage, wirklich gute Quellen zu finden, aber es scheint so auf 13 Cent / kWh für den Endverbraucher hinaus zu laufen. Zumindest ein kleines Stück bin ich also weiter gekommen.

Bsp.: http://martinjapan.blogspot.com/2008/07/getting-handle-on-el…

oder hier (etwas älter):
http://www.alientimes.org/Main/ManagingYourElectricity


Oder diese Werbung (die gleich mal zeigt, wie unendlich weit weg China davon ist, ein Solar-Markt zu werden):

“Grant County Washington has the lowest Industrial power cost in the Industrial Countries”

According to statistics from International Energy Agency (IEA): IN 2005, the average electricity cost for residential use in China is $0.034 USD per kwh, which is among the lowest cost in developed countries.

At the same time, in 2005, the residential electricity cost for Taiwan is $0.071 USD per kwh which is comparable to Canada, a
natural resources abundant country. Japan’s cost is $0.207 USD, England’s cost is $0.154 USD, France’s cost is $0.150 USD, United States’ cost is $0.087 USD and South Korea’s cost is $0.086 USD.

For industrial electricity rate: the average rate in Taiwan is $0.055 USD per kwh,
$0.136 USD in Japan, $0.078 USD in United Kingdom, and $0.058 in South Korea.
For other developed countries, it is $0.056 USD per kwh in Canada, $0.053 USD in
France and $0.052 USD in United States. China still has the lowest electricity rate
among these industrial countries with the rate of $0.032 USD per kwh.

http://www.aspigroup.com/news/PowerCost020706.pdf


Ich habe auch gelesen, dass die Preise für Strom in Japan nach der Liberalisierung um 40%(!) eingebrochen sind (Quelle Economist). Dann waren sie vor vielen Jahren also deutlich über 20 Euro-Cent / kWh, was den Glauben erklärt, Japan sei so irre teuer...

Fazit:

Wenn diese 13 Euro-Cent / kWh für Japan korrekt sind, ist das Land noch verdammt weit von der Grid-Parity weg. Bei einer Einstrahlungsleistung von durchschnittlich 1.200 kWh / kW dürfen die Systemkosten wohl kaum über 2.500 bis 2.600 Euro / kWp hinausgehen, um nach 20 Jahren so etwa plus/minus Null rauszukommen. Für einen attraktiven ROI darfs wohl kaum viel teurer als 2.000 Euro sein (das scheint auch mit Meinolfs Methodik so in etwa zu passen, wenn man 7% Rendite will).

Interessant ist, dass jetzt mehrere Berechnungen in diesem Thread auf so ungefähr 2.000 Euro als eine Schwelle für breitenwirksame, subventionsfreie Wirtschaftlichkeit von PV-Systemen hinweisen.

PS: Bin etwas enttäuscht. Ich hatte mir von Japan mehr erhofft und dort höhere Preise vermutet. Das scheint sich aber eben nicht zu bestätigen.

[SLGramann]

Hier eine wirklich guter Artikel zum Stand des Verfahrens in Spanien:

http://www.solarserver.de/solarmagazin/news.html#news9123

Ich bin mir allerdings bei der Interpretation nicht ganz sicher. Wer mag, kann nämlich hoffen, dass der Deckel kein absoluter ist.

Es scheint so etwas wie eine dynamische Degression eingeführt zu werden, die 2,5% pro Quartal(!) betragen kann, wenn vorgegebene Grenzwerte überschritten werden. Diese Grenzwerte können sich ja nur aus dem Cap ergeben - und sie können offenbar überschritten werden, wenn auch bei Strafe verschärfter Degression.

Diese Regelung wäre ziemlich clever und für die PV viel besser, als ein ganz starrer Deckel.

Am und nach dem 15.07. wissen wir vielleicht etwas mehr.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.485.716 von SLGramann am 11.07.08 09:13:11

Also ich glaube, der Hauptknackpunkt ist die Anrechnung per 27.9.08 NICHT fertiger Anlagen auf künftige Deckel:

Dürfte z.B. dazu führen, daß der 2009er jetzt schon voll ist.

[meinolf67]

Daniel Englander
Play It Again, Yingli July 9, 2008 at 6:50 AM

We’ll always have South Korea.

So goes the constant refrain from PV module manufacturers who’ve looked in the crystal ball and seen a future of dry markets in the U.S. and Spain. The current thinking is that Congress’s failure to renew the solar investment tax credit will significantly dampen demand in the U.S., Spain’s inability to make a decision on the direction of their solar policy will cause more than a few solar companies to begin looking elsewhere for new product markets. Even if Spain were to come clean before the September deadline, the government is likely to announce a capacity ceiling of between 500 MW and 1.2 GW, with a €0.10/kWh - €0.15/kWh drop in the country’s feed-in tariff - it stands currently at €0.42/kWh. And, really, it’s not like anyone’s going to diversify into Germany. So what’s a solar company to do?

South Korea has steadily built its solar industry over the past few years. In 2006, the country was importing 61 percent of its residential solar panels. By July 2007, it had cut that number to 45 percent, while growing its installed capacity from around 3.5 MW of grid-tied in 2005 to slightly more than 100 MW at the end of last year. As if by magic… Actually, as if by a combination of a $0.70/kWh feed-in tariff (that’s 0.45 in Travis dollars) and the concentration of metals manufacturers and electronics companies - Hyundai Heavy, DC Chemical, LG, Samsung, etc. Although the country has worked pretty hard to build a domestic supply market, a lot of companies - especially American companies - have looked to South Korea as an enormous growth opportunity. Certainly building out in South Korea would be better than broaching the bureaucracy of the French market or the regulatory ‘uncertainty’ of the Italian market, or even the slightly strange feta/silicon mix content requirement in Greece.

But that window now looks like it’s closing, and faster than a lot of producers had expected. South Korea has already reached the 100 MW feed-in tariff ceiling, and that $0.70/kWh rate may have proven a little too rich. The government is now threatening a 30 percent rate cut, instead of the orderly digression it had proposed at the outset. One explanation, again, is the country’s desire to grow its domestic industry. Back in college, the South Korean auto industry was the textbook example of import industry substitution in one of my international trade classes - subsidized to the hilt and pushed on the government by steel producers who couldn’t compete with the cold rolling Japanese. I’m not saying that’s happening here… but maybe it’s happening here. Another explanation is that the tariff is running dry, and there’s little political will to replenish it. Sound familiar?

So let’s come down from the guessing and bring some evidence into this situation. Yesterday I was forwarded a press release that I found kind of… stunning. Yingli Green Energy, one of China’s largest solar companies and a fairly successful vertically integrated firm, was happy to broadcast the fact that “it has entered into five new sales contracts to supply an aggregate of more than 7 MW of PV modules to five companies in Korea.” Right. Back in the market heyday of 2Q 2007, Chinese execs were doing these kinds of deals in their sleep, or with Elon Musk and a bottle of baijo in a Chengdu karaoke parlor. Is Yingli’s willingness to do (and announce!) such small deals a sign of leaner times to come? The company’s going to produce around 600 MW over the next year, though their 2008 module sales guidance has the company coming in between 255 MW and 265 MW of module shipments - only 100 MW more than they sold in 2007. This isn’t a criticism of Yingli, but just some evidence that producers may have already made their bets on a low demand scenario, and that South Korea - the one shining light for 2008 - may not come through after all.

[meinolf67]

Stromnetz bereit für große Mengen Solarstrom
Fraunhofer ISE veröffentlicht Untersuchungen zur Photovoltaik in Städten


(pressebox) Freiburg, 11.07.2008 - Forscher des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE haben im Rahmen des europäischen Forschungsprojekts PV-UPSCALE zwei Abschlussberichte zusammengestellt, die zeigen, wie städtische Stromnetze große Mengen Photovoltaik-Strom aufnehmen können. Zehn Institutionen aus sieben Ländern erarbeiteten im Projekt außerdem ein umfassendes Online-Portal für die Integration von Solarstromanlagen in Siedlungsstrukturen und Gebäude, darunter eine Datenbank mit beispielhaften Anlagen: www.pvupscale.org.

»Die bestehenden Stromnetze in Städten können auch stark wachsende Mengen an Solarstrom aufnehmen«, so Hermann Laukamp, Projektleiter für Netzeinbindung am Fraunhofer ISE. »Oft kann durch nicht-investive Maßnahmen die Kapazität des Netzes für dezentrale Einspeisung deutlich gesteigert werden.« Detaillierte Hinweise für die Energiewirtschaft finden sich in den Berichten »Recommendations for utilities on PV system interconnection« und »Impact of photovoltaic generation on power quality in high PV density real estate areas« auf der Homepage des Projektes, das nach zweieinhalb Jahren am 30.6.2008 endete.

Neben der Netzeinbindung haben die europäischen Forscher drei weitere Themen untersucht: In einer Datenbank, die die beteiligten europäischen Länder sowie weitere Länder der Internationalen Energieagentur IEA abdeckt, sind attraktive Beispiele für gebäudeintegrierte Photovoltaik-Anlagen mit Fotos dokumentiert. Eine Arbeitsgruppe untersuchte Photovoltaik unter städteplanerischen, eine andere unter ökonomischen Gesichtspunkten. Architekten, Planer, Kommunen und die Energiewirtschaft finden unter: www.pvupscale.org kostenlos detaillierte Informationen.

Ein Beispiel wie die Kapazität des vorhandenen Stromnetzes ohne Investition gesteigert werden kann, betrifft die Justierung von Niederspannungstransformatoren, die in den Stadtteilen die Haushalte mit Strom versorgen. Oft ist deren Ausgangsspannung zum Beispiel auf 236 Volt statt 230 Volt eingestellt, um »Reserve« zu haben. Heute bringen Photovoltaik-Anlagen aber lokale Spannungserhöhungen. Wird dadurch der maximal zulässige Wert überschritten, könnte die Anlage nicht angeschlossen werden. Wenn die Servicetechniker bei der Routinewartung die Ausgangsspannung des Trafos um 1 bis 2 Prozent absenken, ist das Problem gelöst!

Im Ländervergleich fanden die Forscher, dass die Mitarbeiter der deutschen Energiewirtschaft aktiver und flexibler mit Solarstrom umgehen, als viele ihrer europäischen Kollegen. »Oft gibt es dort noch starrere Regeln und bürokratische Hürden. In Deutschland gehört die Photovoltaik schon zum Standardrepertoire der Energiewirtschaft«, so Laukamp.

Fazit des Projektes: Auch wenn die Photovoltaik, wie von der Politik gewünscht, einen immer größeren Beitrag zur Stromversorgung liefert, können die Netze in Siedlungsgebieten den Strom aufnehmen. »Wo viel Last ist, da passt auch viel Solarstrom hinein«, fasst Laukamp zusammen. »In ländlichen Gebieten besteht noch Untersuchungsbedarf.«

PV-UPSCALE

Das Projekt PV-UPSCALE hat vom 1.1.2006 bis 30.6.2008 Fragen der Integration von Photovoltaik im städtischen Raum untersucht. Das Projekt wurde innerhalb des IEEProgramms (Intelligent Energy Europe) der EU ausgetragen. Projektpartner aus Deutschland waren das Forschungsinstitut Fraunhofer ISE, das Beratungsunternehmen Ecofys, sowie der Versorger MVV Energie AG. Weitere Projektpartner stammen aus den Niederlanden, Österreich, Frankreich, Spanien und Großbritannien.

[meinolf67]

Spanische Solarförderung vor steinigem Behördenweg
11.07.2008: Noch ist unklar, ob der Gesetzesentwurf wie geplant am 15. Juli der
nationalen Energiekommission CNE zugeleitet wird. Der spanische Verband der
Solarindustrie ASIF rechnet eher mit Ende Juli. Wie ASIF-Sprecher Tomás Díaz
gegenüber PHOTON bestätigt, wird es anschließend noch mehrere Monate dauern,
bis der neue Gesetzesentwurf im Staatsanzeiger steht und damit rechtskräftig wird.
Die Prüfung bei der CNE dauere rund einen Monat, dann geht werden vom
Industrieministerium eventuelle Änderungen eingearbeitet. Anschließend wandert die
Novelle ins Kabinett, das 15 Tage Zeit hat, Änderungsvorschläge zu machen. Darauf
geht es wieder zurück ins Ministerium und von da in die Kommission des
Wirtschaftsrats. Nachdem dann auch der Ministerrat die Vorlage abgesegnet hat,
kann sie im Staatsanzeiger Boletín Oficial del Estado veröffentlicht werden. Mit
weiteren Verzögerungen durch Urlaubszeit und Verhandlungsrunden mit den
Industrieverbänden ist zu rechnen.
Quelle: PHOTON

[Dere]

Mein Kompliment, ein klasse Thread!!!

Gruß
Dere

[meinolf67]

[meinolf67]

Sorry wegen der kryptischen Links.

Habe mal ein bißchen rumexperimentiert, um ein paar meiner Dateien mit einem Link verfügbar zu machen.

Dies ist jetzt der erste:

http://www.humyo.com/F/4805845-162719675

Enthält die von Rogol veröffentlichten Schätzungen zu Marktgrößen 2010. Habe spaßeshalber mal die Wiki-Werte für 2006 und 2007 daneben geschrieben...

Werde demnächst mehr online stellen.

[SLGramann]

Wie wahrscheinlich ist ein PV-Boom ausgerechnet in Saudi-Arabien?

Dass ich auf die Entwicklung der PV-Branche derzeit einen eher skeptischen Blick habe, das weiß jeder, der meine Beiträge gelesen hat.

Aber was einige Leute bspw. im Q-Cells-Thread an undifferenziertem Pessimismus verströmen, das geht mir mittlerweile etwas auf die Nerven.

Ich will daher hier ausnahmsweise mal ein positives Szenario vorstellen.

Und das geht so:

In den Ölstaaten des Nahen Ostens wird Elektrizität in großem Ausmaß in mit Öl gefeuerten Kraftwerken erzeugt.

Da das Öl dort noch immer für geradezu lächerliche Beträge gefördert werden kann - die Förderkosten liegen bei den meisten Feldern wie eh und je bei 1 Dollar / Barrel oder weniger (alles andere ist OPEC-Propaganda) - ist die Stromerzeugung fast zum Nulltarif zu machen. Mithin hat PV dort keinen Platz.

Oder ist alles doch ganz anders?

Denn was wäre, wenn man die Frage nach den Opportunitätskosten stellte?

Wenn man also das Öl verkaufen würde, statt es im Kraftwerk zu verbrennen und statt dessen den Strom aus PV erzeugen würde?

Wir rechnen mal:

1 Barrel Öl enthält ca. 1.630 kWh Energie
1 Barrel Öl kann man für 145 Dollar verkaufen
der Wirkungsgrad eines Ölkraftwerks liegt bei ca. 35%
um wieder auf die 1.630 kWh zu kommen, brauchen wir also 2,857 Barrel Öl
2,857 Barrel Öl könnte man für 414 Dollar verkaufen

Diese 414 Dollar sind die Opportunitätskosten für die Erzeugung von 1.630 KWh Strom, das sind 25 US-Cent oder 16 Euro-Cent pro kWh

Die Einstrahlungsleistung in Saudi-Arabien dürfte um mindestens Faktor 2 höher sein, als in Deutschland, so dass dies einem deutschen "Subventionsniveau" von 32 Euro-Cent gleichkommt.

Das ist mit Dünnschicht schon heute darstellbar - und im Jahr 2010 erst recht.

Für die Nutzung von Gas gilt auf kurz oder lang natürlich ähnliches.

Und warum nicht verstärkt auf Kohle setzen und das wertvolle Öl und Gas mit billiger Kohle substituieren?

Weil es ja wohl ein schlechter Witz wäre, wenn sich ausgerechnet die Länder des Nahen Ostens auf Jahrzehnte massiv von der Lieferung eines ausländischen Energierohstoffs abhängig machen würden. Ein Kohlekraftwerk sollte schon seine 40 Jahre laufen. Was kostet die Tonne Steinkohle eigentlich im Jahr 2045?
Was die Sonne kostet, ist dagegen klar und dass es die dort unten im Übermaß gibt auch.

PS: Der Bedarf an elektrischer Energie explodiert in Saudi-Arabien geradezu, denn das Bevölkerungswachstum ist exorbitant und das Volk braucht Wasser. Wasser aber gibt es nur über die Meerwasserentsalzung und eben die benötigt jede Menge elektrischer Energie.

http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Electricity.ht…

PPS: Wie realistisch ist das alles? Wie naheliegend? Ich weiß es auch nicht genau. Aber das Szenario sollte mal zeigen, wie groß und bunt die Welt ist und welche auf den ersten Blick abwegigen Wendungen die Dinge unter Umständen nehmen können.

Denn in der Wüste findet ihr das Spice. Und das Spice muss fließen.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.506.962 von SLGramann am 15.07.08 00:27:28

Grundsätzlich gute Überlegung.

Gagaga würde einwenden: CSP (Concentrated Solar Power) á la Solar Millennium ist noch besser.

Ein Punkt, der mir bei beidem durch den Kopf gehen würde, ist die Frage: Abrasion durch Sand?

Ansonsten finde ich bei PV positiv, daß schön in Stufen ausgebaut werden kann und man ab Day1 Strom erzeugt.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.506.962 von SLGramann am 15.07.08 00:27:28

und das ist nur der Brennstoff; da ist noch keine Rede vom Kraftwerk

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.507.350 von meinolf67 am 15.07.08 08:08:54

Richtig, die ersparten Kraftwerkskosten kommen als Sonderrendite oben drauf.

Sollte der Ölpreis weiter nach oben tendieren, dann wird der Anreiz zur Substitution immer größer. Die Saudis werden ja wissen, wie es um ihre Felder in Wahrheit bestellt ist...

Ich habe mal grob überschlagen, dass, wenn 5% des Ölverbrauchs der Golfstaaten auf die Erzeugung von elektrischer Energie zurückzuführen wäre, es um einen Einnahmeausfall im Ölgeschäft von über 40 Milliarden Dollar pro Jahr geht.

(Diese rein geschätzte Größenordnung scheint mir einigermaßen plausibel zu sein, weil das etwa 170 GWh elektrischer Leistung entspricht, was - sehr modellhaft - etwa 20 GW Kraftwerkskapazität entspricht (bei theoretischen 8.760 Vollaststunden).

Man muss auch sehen, dass der Ölverbrauch und die Elektrizitätsnachfrage in dieser Region geradezu explodiert. Gründe habe ich oben schon genannt (Bevölkerungswachstum, Wasserbedarf, Klima / Kühlung).

Der Eigenverbrauch der Saudis wächst derzeit mit 7% pro Jahr, die Gesamtregion braucht schon über 6 Mio. Barrel Öl pro Tag selbst und ist damit nicht weit hinter China zurück (8 Mio. Barrel). Das wird alles allgemein völlig unterschätzt, weil hier viele glauben, dass die da unten nur Kamele durch die Wüste treiben.

Was Solarthermie angeht: Das muss mir erst noch jemand beweisen, dass das auf mittlere Sicht preiswerter als PV zu machen ist. Ich sehe da die Kostensenkungspotentiale nicht so deutlich, wie bei PV, obschon es sicher richtig ist, dass PV derzeit noch hinter der Thermie zurückhängt.

Das mit dem Sand könnte aber wirklch ein Problem sein...

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.507.426 von SLGramann am 15.07.08 08:28:16

weil das etwa 170 GWh elektrischer Leistung entspricht

TWh natürlich...

[meinolf67]

Hier mal ein Link auf meine Solarproduzentenliste.

Zumindest die 41 größten...:
http://www.humyo.com/4805845-162687425" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
http://www.humyo.com/4805845-162687425

[meinolf67]

Is There Value in Silicon Solar PV?
by: Jim Brown posted on: July 15, 2008 | about stocks: CSIQ / ENER / FSLR / JASO / LDK / SOL / SOLF / SPWR / STP / TSL / YGE


Several “analysts” advise us to avoid the recent leaders in the Solar Photovoltaic [PV] industry, as they will crash and burn because they are “growing too fast”. The cost of rapid growth “will end their ability to generate profits”. They also point out that manufacturers may have to “prepay” for some of their supplies, as well as fund large costs for additional production lines to meet increasing demand. To one who looks for “growth stocks”, throw me in that briar patch!

Other postings discuss how new PV technologies under development will undercut the prices of Silicon PV. Claiming that thin film, e.g., CdTe, and more recently CIGS (Copper Indium Gallium di-Selenide) can be manufactured “far cheaper” than the Silicon/Polysilicon panels that dominate, by MW production, the current sales and installation statistics.

These articles are full of useful, helpful information. I put quotes around the term “analyst”, as there are a variety of definitions for the people doing this work. Some work for private consulting firms where their income is based on providing research to leading companies in the industry, or provide research to investment companies or marketing companies. I think of “analysts” as those who work for brokerage firms who make inputs to the consensus forecasts found on First Call or your favorite broker or website.

Recently, a student “analyst”, Michael Lu, posted an excellent article about LDK Solar (LDK), in which he researched, in Chinese, the tax records that show how profitable LDK is, and will be, as their big investment in expanding their Silicon factory creates more product output soon. He also shows how income taxes in China encourage new companies and technologies. First, with startup cost write-offs; then when they begin manufacturing and selling products, they are exempt from national income taxes for 2 years, etc – see his article. So LDK and other startups do not pay the full 25% Chinese income tax for a few years.

Another “analyst” recently posted “Who Will Crack the CIGS Nut in Thin Film?”. Neal Dikeman provides a very conservative list of the monetary costs to startup a CIGS PV manufacturing company, along with an estimate of 3 to 5 years to turn that investment into product, with positive sales and income. The costs and time for Silicon PV manufacturing are similar, if not more expensive. He says that most of the CIGS companies are at a very early stage of startup (while Silicon companies grow and mature).

Below is a table of forecast sales and earnings for several solar stocks which I obtained from Schwab and/or Daily Graphs. I am told that Schwab got this information from Reuters Research and Wall Street Horizon. As a retired person, with modest funds, I have made the assumption that the “analysts” whose consensus earnings forecast are listed below, include the cost of money, and all line items provided in each quarterly and annual report as expanded on during the quarterly conference calls. These forecasts should take into account all the “scary” information about the hidden costs that are an integral part of “fast growth” companies.

My general conclusions about Solar PV companies then includes:

* The consensus earnings and sales numbers provided by Schwab & DG are researched numeric estimates, compared with the scary opinions of some “analysts” who have an unknown agenda. Particularly when they provide no facts, nor numbers that can be verified.
* New technology may lead to reduced manufacturing costs, and lower selling prices, but the cost of funding a new startup and the time required to set up suppliers, buy equipment, hire and train staff, gives the current Silicon leaders in MW production and sales significant time to react to the potential competition. Checkout Advent Solar who laid off manufacturing staff in March while continuing their R&D activities.
* There are advantages in both cost of labor and income tax rates for those manufacturing in China or Asia, as most of the current volume manufacturers are doing.
* The number trends provided for LDK should also apply to most other current leaders who do their manufacturing in China.

Now, to the focus of my posting – comparison of several of the leading Solar PV companies sales and earnings forecasts. These values were obtained from Schwab & DG as of July 11 and to the best of my knowledge are the consensus of several “analysts” who are paid to just present the facts, after talking to the technical and financial folks at each company, and probably visiting each company.

Most of these companies report that they made, sold and delivered 25MW to 120MW of PV last quarter and they expect to have 200MW to 1GW capacity by the end of 2008, with double that by end of 2009. Most of them also claim to have sold most of their 2008 production and some of their 2009 production. It is unclear whether some or all of these companies require a deposit(prepay) to offset any deposit(prepay) they incur from their suppliers; but the forecast numbers should include the appropriate cost and cash flow reality. I included Energy Conversion Devices (ENER) in these tables as it has gained in popularity on SA, even though it had negative earnings last year and expects to earn $0.01 in calendar 2008. I normalized their earnings and sales figures (their fiscal year ends June 30), so everyone in this chart is compared on a calendar year basis.

Here are actual and “analyst” forecasts for sales and EPS for these companies.

Detailed quarter by quarter forecasts are available for sales and earnings, but space limits me to annual numbers only. I expect the 2009 estimates to change every quarter, as each earning cycle is reported, and conference calls provide new information. Therefore I will not comment on the 2009 numbers. The year over year forecast sales and EPS growth numbers are ALL way above average for S&P companies.

In good economic times these growth numbers would be worthy of P/E’s far above the current stock prices. I won’t comment on this data, but I think everyone can find a case for your favorite company. Even the larger, slower growing companies in this group have sales and earnings growth that leads the general market, and they are generally supported by many “analysts”, so their P/E is at a premium, as shown in the next table.

Note that the first 8 companies in this list make Silicon PV products, and lead the PV market in MW volume sold and shipped. Note that ENER is two years behind the leading Silicon companies in MW volume and in EPS. Their ’09 forecast of $1.47 is equal to the actual ’07 EPS for TSL, which is forecast here at $4.47 for ’09.

Here is a table showing capitalization vs price, EPS, P/E, forward P/E, P/S and forward PEG, where P/S is simply capitalization divided by ’08 sales (Price/Sales), and PEG is forward P/E divided by % EPS growth this year, as listed in this table. This table is sorted on the forward PEG in the last column.

These numbers are based on consensus sales and earnings numbers forecast by many analysts. Based on Trailing (current as of 7/11) P/E, 8 of these companies (all Silicon PV producers) are at 32 or less, and I would deem them attractive based on forecast sales and earnings growth from the first table. These eight companies also have a 2008 forward P/E that is very attractive; less than 22. These same eight companies have a Price to Sales ratio that is less than 4; with five of these less than 2. Finally, six companies have a forward PEG less than 0.2, which is almost unheard of; and the first ten companies are less than 1.0, where most “analysts” recommend growth companies with a forward PEG less than 2.

Another recent posting suggested only three of these companies, with addenda later. In "Temporary Market Bottom? 3 Solar Stocks That Look Like Bargains", David White used earnings forecasts from TD Waterhouse, which are within 5-10% of the numbers listed here. His forward PE and PEG numbers, however, used his own ‘Target Price Estimate’ instead of the current July 11 price used here to compute forward P/E, and forward PEG.

Sunpower (SPWR) ($0.37 forecast) and Evergreen Solar (ESLR) ($ -0.10 forecast) [forecasts are from Bloomberg.com: Earnings] are releasing actual earnings for the June 3 quarter on July 17, and the remaining companies will likely release earnings the 2nd and 3rd week in August, when we will witness the “crash and burn” or continued growth shown here. I assume we will get lots of news from InterSolar 2008 at the Moscone Center in San Francisco this week, July 15-17, which is combined with SEMICON, where Applied materials (AMAT) will present their new SunFab equipment.

[meinolf67]

als Rechengrundlage: Rohöl habe ich nicht gefunden, aber dafür dies in Wiki:
Vergleich von Kraftstoffen [Bearbeiten]

Der physikalische Vergleich der Heizwerte (kWh pro m³) zeigt, dass die Vorteile bestimmter Treibstoffe im Kraftstoffverbrauch bei der Angabe in l pro 100 km auf ihrer höheren Dichte und dem entsprechend höheren Gewicht pro Liter beruhen und nicht auf ihrem Energiegehalt pro kg:

* Methanol: Dichte 787 kg/m³ flüssig, Heizwert 6,49 kWh/kg = 5,1 kWh/l
* Ethanol: Dichte 789 kg/m³ flüssig, Heizwert 7,44 kWh/kg = 5,9 kWh/l
* Autogas (LPG/GPL): Dichte 540 kg/m³ flüssig, Heizwert 12,8 kWh/kg = 6,9 kWh/l
* Superbenzin: Dichte 740 kg/m³ flüssig, Heizwert 12,0 kWh/kg = 8,9 kWh/l
* Pflanzenöl: Dichte 920 kg/m³ flüssig, Heizwert 10,0 kWh/kg = 9,2 kWh/l [1]
* Erdgas L-Gas (CNG/GNV): Dichte 0,82 kg/m³ (Normkubikmeter) gasförmig, Heizwert 11,3 kWh/kg = 9,3 kWh/m³
* Benzin-Benzol-Gemisch (Bibo): Dichte 796 kg/m³ flüssig, Heizwert 11,6 kWh/kg = 9,3 kWh/l
* Benzol: Dichte 880 kg/m³ flüssig[2], Heizwert 11,1 kWh/kg = 9,76 kWh/l
* Diesel: Dichte 830 kg/m³ flüssig, Heizwert 11,8 kWh/kg = 9,8 kWh/l
* Erdgas H-Gas (CNG/GNV): Dichte 0,81 kg/m³ (Normkubikmeter) gasförmig, Heizwert 13,0 kWh/kg = 10,5 kWh/m³

[lieberlong]

Greek Incentive Program Lures Solar Companies

Alberta, Canada and New York, United States [RenewableEnergyWorld.com]

Two more North American companies have moved into the Greek solar market in response to the feed-in tariff and grant program passed there in 2006.

New York-based Clear Skies Solar, Inc. recently announced the establishment of a corporate office in the city of Larissa, in Central Greece. Partnering with Larissa-based Aspen Energy, whose focus is the procurement of solar energy business opportunities throughout Greece, Clear Skies Solar will provide Aspen with solar technologies and installation services.

Due to robust incentives, Greece has emerged as a promising market for solar power. In 2006, the country’s Parliament passed comprehensive Renewable Energy Sources legislation which provides grants, favorable tax treatment, and a €0.40-0.50 feed-in tariff as incentives for setting up business or installing solar-PV systems. For commercial entities, incentives in the form of grants can run as high as 50 percent of the total cost of a company’s solar system. The government's goal is to install 700 megawatts of PV in the country by 2020.

“We are extremely enthusiastic about entering a country that represents one of the fastest-growing markets for solar energy,” said Clear Skies Solar Chairman and CEO Ezra Green.

Furthermore, the Calgary-based inverter company Sustainable Energy Technologies Ltd. (Sustainable) announced that it has signed a distribution agreement with ACE Power Electronics (ACEP) of Athens, Greece, to allow ACEP the non-exclusive right to distribute Sustainable's products and services for the turnkey development solar PV systems throughout Greece.

While part of the program was halted last year due to a high level of activity, it is expected that the program will resume later this year, allowing Sustainable to ramp up business in the country.

ACEP has assembled a series of PV projects which are currently in the permitting process. The initial projects total 5.8 megawatts (MW). Sustainable will supply its inverters to these projects against purchase orders from ACEP, as the projects are approved. Assuming all the projects go ahead as planned, the total value of the deliveries would be approximately CAN $3.2 million.

"Greece has enacted a generous incentive program, consisting of feed-in tariffs and capital subsidies, but imposed a moratorium on approvals for capital subsidies shortly after announcement last year due to an unexpectedly high number of applications," said Michael Carten President & CEO of Sustainable. "It appears that applications for subsidies are now being processed, and we are optimistic that this market will begin to realize its growth potential later this summer and that our deliveries will begin in September of this year."

[lieberlong]

17.07.2008 19:36
Government of Pakistan Requesting Bergamo Acquisition Corp Assistance in Establishing a Solar Energy Project 500 MGW

Information concerning a major new development will be posted shortly and can be reviewed on the company's website www.bergamocorp.com. The company has received two communications from the Government of Pakistan outlining The Government's requirements and its intent to complete this project with Bergamo Acquisition Corp and further information can be obtained by contacting the company thru e-mail address [e-mail]. Letter of confirmation from Government of Pakistan can be furnished on request.

Statements included in this release related to Bergamo Acquisition Corp., Inc., may constitute forward-looking statements within the meaning of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. Such statements involve a number of risks and uncertainties such as the ability to locate additional debt or equity financing on reasonable terms, competitive factors, market demand for the Company's products, and the Company's ability to obtain new orders and fulfill them on profitable terms. Further information on potential risk factors that could affect the Company's financial results can be found in the Company's reports filed with the Pink Sheets News Service.

For more information please contact [e-mail].

[meinolf67]

July 17, 2008, 11:17 am
Solar: Report Spain To Slash Subsidies Sends Stks Lower
Posted by Eric Savitz

Many solar stocks are trading lower today on reports that Spanish officials have presented a proposal for a sharp cut in the country’s solar subsidy program. The country has been debating changes for the last few weeks, and it appears that it may choose to cap its current subsidy program at 300 megawatts, a level which Collins Stewart analyst Daniel Ries this morning describes in a research note as “the worst case scenario.”

Ries said Spanish solar trade groups were lobbying for a cap at 480 MW.

The new proposal would also cut the country’s feed-in tariff to solar systems operators by 35% to 29 Euro cents/kWh for ground-based solar installations.

Ries says he believes investors had expected the final cap to be set at 400-500 MW. He notes that 300 MW would be a huge cut: he is forecasting 2008 Spanish solar installations at 1.1 GW. Spain is the world’s second-largest solar market, following Germany. In a previous report, Ries estimated that Spain would account for 24% of global solar installations this year.

Ries writes that the latest proposal, which comes from Spanish Ministry of Industry Miguel Sebastien and General Secretary of Energy Pedro Marin, now goes to the country’s National Energy Commission, which sets electricity rates in Spain. Ries said if they approve it, the measure would go to the country’s Standing Committee of Economic Affairs, and then ultimately would be signed into law. Ries notes that the changes would go into effect on October 1, and so would not impact Q3 results.

Solar stocks, in particular those with heavy exposure to Spain, today are taking a drubbing:

* Canadian Solar (CSIQ) is down $3.12, or 8.8%, to $32.53.
* JA Solar (JASO) is off 94 cents, or 5.6%, to $15.96.
* Yingli Green Energy (YGE) is down 89 cents, or 5.1%, to $16.64.
* Suntech Power (STP) is down 65 cents, or 1.7%, to $37.04.
* SunPower (SPWR) is down $5.54, or 6.9%, to $74.61.
* Solarfun (SOLF) is down 49 cents, to 3.1%, to $15.20.
* First Solar (FSLR) is down $6.60, or 2.3%, to $282.


UPDATE: Reuters earlier today reported that, according to a Spanish Industry Ministry spokeswoman, the government will proposed a 300 megawatt cap on new solar capacity entitled to subsidies. Of the total 200 MW will apply to solar panels on buildings, and 100 for ground-based installations. The subsidy rate will fall to 33 Euro cents/KWh for roof installations and 29 cents for ground installations, from 45 euro cents now.

The story notes that Spain believes the country will have installed a total of 1.08 GW of solar power by September, and 1.5 GW by year end. The issue: the flood of solar development in the country designed to take advantage of the subsidies is creating budgetary issues for the country’s government.

[Maverick22]

Sehr interessanter Thread über Solar! Gratuliere - aber mich würde mal interessieren, was für Schlüsse ihr daraus zieht?

First Solar ist der unbestrittene Marktführer bei den Kosten - die dürften auf jeden Fall egal wie sich der Markt weiterentwickelt überleben. Bleibt dort nach wie vor das Risiko aufgrund ihres begrenztem Rohstoffes Tellur und der Tatsache dass der Gründer schon mehr als die Hälfte seines Anteils verkauft hat an der Börse!

Welche Firmen bleiben dann zum Investieren?

Canadian Solar lieferen schon UMG-Module aus und spezialisieren sich auch immer mehr vom reinen PV-Hersteller - dort ist aber das Problem wie bei den anderen China-Solars, dass dort jedes Wachstum Cash verbrennt.....

Welche Firmen sind für euch am Interessantesten?

lg Mave

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.541.492 von Maverick22 am 18.07.08 20:49:27

Gute Frage, die zum Sortieren der Datenmassen anregt.

Hängt stark davon ab, welche Hypothesen Du zur Marktentwicklung hast.

1) Wie weit kann kristalline Technologie wirklich runter mit den Kosten?

2) wird was aus umg-SI?

3) gibt es (neue) große Märkte außer Deutschland?

4) welches Marktvolumen wird von Incentives gedeckt? ab wann müssen sich Installationen ohne sie rechnen?

5) wie schnell wird welches Angebot wachsen?

Für die Antwort auf jede dieser Fragen würde ich richtig was geben.


Aktuell sind meine persönlichen Hypothesen:

- c-SI wird zumindest vorläufig dominant bleiben; starke Player sind REC, Suntech, Q-Qells, Sunpower, Solarworld
ansonsten habe beide Crucible-Anbieter im Portfolio; die profitieren von jedem Ingot, das gegossen wird, egal von wem

-FSLR bin ich mir wegen Tellurvorräten nicht sicher; außerdem teuer

-downstreamplayer können interessant werden, wenn es ein Käufermarkt wird; da sehe ich Phoenix, evtl. Centrosolar

-Timminco ist ein umg-SI play

Insgesamt ist FSLR vielleicht die "sicherste Wette"; und deswegen auch am teuersten.



Ohne Argumente die wertmäßige Reihenfolge meiner "Solar"posi's:

Orkla
Centrosolar (ist ein Unfall w-fälligem Zertifikat)
NewValue
Ceradyne
Cookson
Wacker
Energy Conversion Devices
PV Crystalox
Solarparc
Evergreen
Centrotherm
LDK Solar
und dann noch etwa 70 weitere...
Ist eine sehr steile Kurve mit einem mächtig langen Schwanz an dessen Ende die einzelne Posi nur noch 1-2 Euros wert ist.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.542.308 von meinolf67 am 18.07.08 22:50:59

wie man erkennen kann, spiele ich eher indirekt und damit hoffentlich mit einem "margin-of-safety"...

[meinolf67]

Habe eine neue Tabelle in meinen download-Bereich hochgeladen, in der ich mal eine Abschätzung mache, wie sich Margen in Deutschland mit den neuen EEG-Zahlen verschieben können.

Feed-back welcome...

[meinolf67]

U.S. Solar Could Surpass German Market by 2011
According to a solar overview from JP Morgan, the U.S. market will reach 1.6 gigawatts in 2011, compared with a market of 1.35 gigawatts in Germany in 2012. The research firm also expects Greece, South Korea and Italy to grow quickly.
by: Jennifer Kho
Bullet Arrow July 18, 2008

The U.S. will overtake Germany as the largest solar market in 2011, a recent JP Morgan report suggests.

According to a chart in the June report, which in turn cited Marketbuzz and Wall Street research, the U.S. market is projected to grow from an estimated 617 megawatts of new photovoltaic installations this year to 617 megawatts in 2009, 1.02 gigawatts (thousands of megawatts) in 2010 and 1.63 gigawatts in 2011.

Meanwhile, another chart – this one citing Solarbuzz, Navigant Consulting, Greentech Media’s PV News and China’s Renewable Energy Development Project progress report – forecasts that the German market will grow 6 percent from 1.28 gigawatts of capacity in 2008 to 1.35 gigawatts in 2012.

But in spite of slower growth than other countries, JP Morgan expects Germany – by far the largest solar market today – to remain one of the world’s largest markets in 2012.

According to the chart, which Calisolar CEO Roy Johnson included in a presentation at Intersolar this week, South Korea will be the third-largest market at 957 megawatts. And even separated out from its country, California alone could be counted as the fourth-largest market, as it is expected to reach 920 megawatts.

“It’s got roughly half the population of Germany, twice the incident sunlight and about one-tenth the market of Germany [today],” Johnson said of California.

The JP Morgan chart projects that the fastest-growing markets in the next four years will be Greece, expected to grow 135 percent, followed by South Korea expected to grow 89 percent, and then Italy, which is expected to grow 65 percent.

In spite of faster growth, Italy’s market will be smaller than that of Spain in 2012, according to the chart, which shows Italy at 404 megawatts and Spain at 450 megawatts.

The Spanish solar market has taken off, due to a generous incentive program. But the program is set to expire in September, causing industry-wide uncertainty about whether the new program will continue to strongly support solar installations (see Solar Firms Struggle to Forecast 2009).

Reuters reported Thursday that the Spanish government plans to ask the country’s national energy commission to limit new solar subsidies to a capacity of 300 megawatts a year, compared with a current cap of 1.2 gigawatts. The news comes after Spanish newspaper Cinco Dias reported a plan to cut subsidies by up the 35 percent, in addition to the lower cap, earlier this month (see Spain Could Reduce Solar Subsidies by 35%).

A solar association, the Photovoltaic Business Association, has lobbied to keep the current incentives intact, and another proposal in April advocated raising the cap to 2.26 gigawatts (see Spain Considers Adding a Solar Gigawatt and Spanish Solar Group: Don’t Change Feed-In Tariffs).

[Maverick22]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.542.308 von meinolf67 am 18.07.08 22:50:59

danke für deine einschätzung!!

Du bist ja richtig breit investiert im Solarsektor - meine 2 Player momentan sind SOL und CSIQ - schau ma mal was der August in Amerika bringt!

[StLaurent]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.542.308 von meinolf67 am 18.07.08 22:50:59

@meinolf67

Zu Punkt 1: Die KOSTEN sind schon recht weit unten und können sicher noch ein Stück runter. Entscheidend sind aber die Preise. Und da sehe ich die Unmengen von Langfrist-Verträgen die mit heftigen Pönalen und Downpayments, Take-or-Pay Regelungen versehen sind (mit der Tendenz zu längeren Laufzeiten, höheren Downpayment und höheren Penalties) je näher mal an das Silizum hinkommt) sehr kritisch. Diese Verträge werden irgendwann "knallen". Die Frage ist welche Firmen bis dahin über den Jordan gegangen sind. Und dann (wenn die Vertäge in der Wertschöpfungskette brechen) wird es preislich (d.h. nicht bei den Kosten) einen Riesenrutsch nach unten geben. Am besten sind da die integrierten Hersteller positioniert (die können intern die Preisstruktur anpassen).

Ganz arme Schweine sind aus meiner Sicht die reinen Modulhersteller (erst recht wenn sie in Hochlohnländern produzieren) - deren Margen werden zuerst zerrieben zwischen den Preisen die der Markt mit reduzierten Vergütungen überhaupt noch bezahlen kann (das kann man recht einfach ausrechnen wo z.B. in D der Modulpreis liegen muss damit so ne Anlage noch rentierlich ist) und den (häufig) festgeschriebenen Abnahmenpreisen für die Solarzellen....

Und dann wird sich der Druck nach und nach in der Kette nach hinten verlagern... LBBW hat da ne sehr interessante Studie dazugeschrieben. ("Zeit der Wirren").


Zu 2: umg-Si wird es sehr schwer haben, wenn es normales Si zu 30-40€/kg gäbe (und warum soll es das (siehe 1) nicht wieder geben ausser sie schaffen es damit wirlich Zellen zu bauen die im Wirkungsgrad nicht wirklich schlechter sind. Sind die umg-Si Zellen aber ca. 10% schlechter (14,5% vs. 16%), was aus Sicht umg-Si aus meiner Sicht schon vorteilhaft ist, sieht die Rechnung bei folgenden Annahmen so aus:
- Preis umg-Si: 10€/kg, Preis "normales Si": 40€/kg, Verbrauch 7g/Wp

Dann macht der Kostenblock Si auf Wp-Basis bei umg-Si ca. 7€-Cent/Wp und bei Si 28€-Cent/Wp. Macht also 20€-Cent/Wp Vorteil für umg-Si. Nimmt man dann noch die restlichen Kosten von derzeit ca. 1,5€/Wp bis aus dem Si ein Modul wird dann kommt da bei umg-Si wegen 10% geringerm Wirkungsgrad ein Kostennachteil von 15Cent/Wp zustande. Und den Rest an Kostenvorteil verliert umg.Si dann bei der Montage vor Ort (mehr Gestell notwendig, mehr Fläche, mehr Montagestunden pro kWp).

Entscheidend ist nicht der Si-Preis sondern was das Ding beim Endkunden dann kostet.


Zu 3: Da ist die spannende Frage: Welches Land will als nächstes das Spanien-Fiasko erleben (d.h. durch ein zu üppiges, nicht limitiertes Förderprogramm von PV Anlagen und den Folgekosten richtiggehend überrannt zu werden). Vgl. dazu auch das Interview mit Eric Sauar (CTO von REC) in einer der letzten Photons. Selbst wenn da noch ein paar Ländern nun ein Program auflegen - das dauert alles bis das in die Gänge kommt und die Volumina werden (mit Blick auf die Weltjahresproduktion) eher homöopathisch sein. Der Zubau an Produktionskapazitäten überschreitet das Marktwachstum (wenn man die kurzzeitige spanische Party aussen vorläßt).

Zu 4: Im Bereich der netzgekoppelten Anlagen geht ohne Incentives derzeit nichts, gar nichts. Auch bei Stand-Alone (sind aber in der Summe unter 10% des Weltmarkts) hängt ein Teil der Anlagen auch an staatlichen oder globalen Förderprogrammen.


Zu 5: Angebotsseite wird noch schneller wachsen als in Deinen Tabellen - da fehlen noch viele Hersteller (nicht nur aus dem Dünnschichtbereich). Bei Dünnschicht ist das Wachstum nicht mehr überschaubar. Und die Kunden von AMAT und Unaxis/Oerlikon die da schlüsselfertige Anlagen kaufen werden auch produzieren - vielleicht etwas später als geplant und mit etwas geringerem Ausstoss. Aber die Anlagen werden in Betrieb genommmen: Ein technisches Scheitern ist wegen AMAT/UNAXIS nahezu ausgeschlossen (und das können sich die beiden High-Tech Firmen wegen Image auch nicht leisten) und auch von der Investorenseite her muss produziert werden was geht (und sei es dass der Output bei Oversupply zum Selbstkostenpreis verkauft wird - in der falschen Hoffnung dass nach einer Konsolidierung die Preise wieder hochgehen können).

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.542.624 von meinolf67 am 19.07.08 01:02:45

According to a solar overview from JP Morgan, the U.S. market will reach 1.6 gigawatts in 2011, compared with a market of 1.35 gigawatts in Germany in 2012

Na, das ist doch mal eine interessante Gegenthese gegen die PHOTON-Überlegungen, wonach in Deutschland die jährlichen Installationszahlen gigantisch ansteigen...

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.545.734 von StLaurent am 20.07.08 13:02:26

Preisen die der Markt mit reduzierten Vergütungen überhaupt noch bezahlen kann (das kann man recht einfach ausrechnen wo z.B. in D der Modulpreis liegen muss damit so ne Anlage noch rentierlich ist)

Ja, aber.
In Deutschland sieht man ja aktuell (es werden in diesem Jahr Anlagen-Preise von netto 4.100 - 4.300 Euro/kW akzeptiert, obwohl damit eigentlich auch im letzten Jahr schon kaum Rentabilität möglich war), dass nicht alles nur rein nach Logik geht, sondern dass manchmal auch "überteuerte" Preise akzeptiert werden... da spielen also auch noch andere Faktoren mit hinein... PV ist "in"; Angst vor der noch weiter fallenden Vergütung im nächsten Jahr; etc. pp.
Und wie glücklich werden viele sein, wenn vielleicht jetzt kurz vor Jahresende aufgrund des dann wegfallenden spanischen Marktes Anlagen für "nur" noch ca. 4.000 Euro/kW zu haben sein werden?

Von daher könnte der Margendruck etwas geringer ausfallen.

[StLaurent]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.545.805 von JoergP am 20.07.08 13:20:45

@JorgP

Mag sein, dass da der Kunde vielleicht im Moment bereit ist noch einen kleinen Abschlag auf seine Rendite zu akzeptieren - aber die "Elastizität" ist sehr limitiert (siehe da auch den "Käuferstreik" bei den Landwirten im 1. Halbjahr 2006 wegen zu hohen Preisen). Das ganze verzögert das Spiel vielleicht um ein paar Monate. Ändert aber NICHTS an dem grundsätzlichen Zusammenhang.

Noch was was nur wenige überreissen: Wenn die Vergütung um 8% sinkt dann müssen die Anlagenpreise um ca. 10% (!!) runter damit dieselbe Rendite bleibt (ein paar Fixkosten wie Zählermiete, Wartung, Reparaturen, Zinszahlungen sind unabhängig von der Stromvergütung - d.h. deren Anteil an den Gesamtkosten stiegt und um das zu kompensieren muss der Anlagenpreis überproportional runter).

Wenn man dann noch annimmt, dass 50% der Gesamtkosten in den Modulen stecken und der Rest in Gestell, DC, Wechselrichter und man dann noch annimmt dass bei den Systemkosten nicht viel Preissenkung geht (steigende Materialpreise für Alu-Gestelle, höherer Arbeitlöhne für Montage) muss also der Löwenanteil der Preissenkungen aus den Modulen kommen... also z.B. 3/4 von den 10%. Bei 50% Kostenanteil heisst das dass dann die Modulpreise um 15% mindestens runtermüssen...Wird spannend.

[lieberlong]

Solar Grade: A Silicon Revolution

http://seekingalpha.com/article/85370-solar-grade-a-silicon-…

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.545.734 von StLaurent am 20.07.08 13:02:26

vollkommen d'accord

[meinolf67]

Could Gas Tech Cut Solar Costs?
The Linde Group, which sells industrial gases, says altering one of the gases used to make solar cells, and using new processes and technologies to make the most of others, could save manufacturers millions.
by: Jennifer Kho
Bullet Arrow July 23, 2008

Speak of cutting the cost of solar cells and most people think of reducing the amount of silicon the cells include or increasing the amount of sunlight they can convert into electricity.
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But technology advances related to the gases used to make the cells and panels - by far a more obscure approach - potentially could cut costs up to 13 cents per watt, said Anish Tolia, market development manager for solar for gas supplier Linde Electronics, at Intersolar North America last week.

That might seem like small change, but as companies begin building plants that can produce up to a whopping gigawatt of solar cells per year, those savings could amount to as much as $130 million per year, he said.

And that could give gases an important role in bringing costs down to the industry mecca of less than $1 per watt.

"The price of materials and gases in particular are so significant - much more than other industries - that [companies] can't reach those targets unless the price comes down," Tolia said.

The "gigafab," as he calls it, is an important trend because it brings the economies of scale to the point where they can significantly cut costs, he said.

The typical solar factory has grown by an order of magnitude in the last five years to produce an average of 100 to 200 megawatts, he said. And, in as little as another six months, the industry will make another order-of-magnitude leap to 1-gigawatt facilities, he said.

"From a delivery and logistics point of view, this is a big transition," he said.

Sharp Corp., for example, in November said it is building a 1-gigawatt thin-film plant in Japan and the Nikkei reported that Showa Shell Sekiyu, a subsidiary of Royal Dutch Shell, is building another 1-gigawatt thin-film plant (see Thin Films Lead U.S. Solar Production, Thin-Film Solar Production to Leap Forward and 9 Big Trends: Larger is Better).

Although Tolia said he doesn't believe all the press-release announcements will come to fruition, all together companies have announced plans to expand to 50 gigawatts of capacity by 2012.

A large part of the investment in expanding this capacity is going into thin films made of amorphous silicon, which Tolia called "by far the most easily scaleable technology out there."

"You can't really [reach gigawatts of capacity] with crystalline silicon because you won't get the silicon, and you can't do it with cadmium-telluride because you don't know how to do it - it will take 10 years because that's how long it took First Solar," he said. "So [thin-film using silicon] is what you would do if you had money but no particular know-how, and that's I think what we're seeing."

Amorphous-silicon companies face some of their own challenges, such as questions about efficiency, and haven't yet reached large volumes in spite of years of development.

Travis Bradford, president of the Prometheus Institute, a Greentech Media partner, expects amorphous-silicon films - such as those made by Applied Materials and Oerlikon - to stumble slightly in 2008 and 2009, as technologies get debugged and verified, before taking off in 2010 (see Thin-Film Solar Has Bright Future).

By 2012, the institute forecasts that amorphous silicon will make up the largest chunk of the thin-film pie with 4.5 gigawatts of production, based on the huge number of orders Applied Materials and Oerlikon already have announced.

Gases make up about 17 percent of the cost of silicon-based thin-film manufacturing, and two gases -- silane and nitrogen trifluoride -- make up the largest piece of the pie, followed by hydrogen, nitrogen and other gases, Tolia said.

A "gigafab" would require about 300 to 800 tons of silane - used to deposit the active layer in silicon-based thin film -- per year and 500 to 800 tons of nitrogen trifluoride -- used to clean the process chamber -- per year, Tolia said.

It would use 10,000 to 15,000 cubic meters of nitrogen per hour, and 1,000 to 4,000 cubic meters of hydrogen per hour, he said.

Silane is of particular interest, as some industry watchers have suggested that a shortage of the gas is on the way. Already announced thin-film production plans are expected to require more silane than is produced today, so gas companies such as Linde are taking steps to produce more, Tolia said.

Earlier this month, the Linde Group announced it would build a new silane plant, expected to begin production in early 2009, in partnership with Schmid Silicon Pilot Production.

The company also is working to recycle gases, including silane, to reduce material costs, Tolia said, adding that the technology to recycle silane will take two or more years of development and testing to be ready for commercial use.

Another advancement is more market-ready: the potential to replace the cleaning gas, nitrogen trifluoride, with fluoride.

After all, cleaning gas represents 30 to 40 percent of the total gases used on the line, Tolia said. And fluorine is the part of the molecule that does the cleaning, while the nitrogen has no effect, he said.

Fluorine would be cheaper and more efficient, and would clean up to three times faster, resulting in up to 10 percent more production from the same line, he said.

It also would be a timely switch, as some scientists have theorized that nitrogen trifluoride could be contributing to global warming (see Los Angeles Times story).

"NF3 is not a popular molecule," Tolia said.

But switching isn't quite as simple as it might seem. Transporting fluorine comes with safety issues and is "not trivial," he said.

Linde expects to avoid the issue by making the gas on the spot instead. Fluorine generators already are commercially available today and used in liquid crystal displays, for example.

The company is working with customers and manufacturers to test and improve the process for using fluorine for solar, and expects to bring fluorine to solar manufacturing within the next year.

"The solution exists and the cost impact is immediate," he said.

On-site hydrogen and nitrogen generators also exist now and are based on well-understood technology, he said.

The challenge is to match the supply of these gases with the demand as a large factory ramps up, he said. Customers want to start with a smaller generator, then grow into a larger one, and Linde is figuring out how it will manage these programs now.

The company also is developing new chemicals and additives, including a silane additive, to increase efficiency and throughput of manufacturing lines, as well as a way to replace costly helium, which is used for cooling. If helium can't be designed out of the process entirely, the well-understood technology to recycle helium also could be added to some factories, he said.

Tolia said the company has a long-term joint development with customers in Europe to test some of these more complicated technologies, with the hope of commercializing them "more in the two- to three-year horizon."

"Cleaning is the low-hanging fruit," he said. "Anything that touches the process will take longer and more study."

All together, all of the gas-related improvements could directly cut costs by 8 cents per watt, with a throughput impact - savings resulting from increased speed of production -- of 5 cents per watt, he said.

"Even if it's a few cents per watt, at the 1-gigawatt scale, we're talking about real money," he said. "We're ready to play our part."

[Maverick22]

Hy Meinolf!

Hast du dir schon mal Gedanken gemacht, was in Amerika möglich ist die nächsten Jahre?

Ich denke, wenn Obama tatsächlich Präsident wird, und Al Gore`s Plan nur bruchweise eingelöst wird, dann sind alle Diskussionen hier für die Katze meiner Meinung nach!

lg Mave

[Maverick22]

Freitag, 18. Juli 2008
Wende in 10 Jahren möglich
Gore will nur noch Ökostrom

Die US-Stromversorgung sollte nach den Vorstellungen des früheren US-Vizepräsidenten und Friedensnobelpreisträgers Al Gore binnen zehn Jahren komplett auf erneuerbare Quellen umgestellt werden. "Dieses Ziel ist erreichbar, es ist erschwinglich und es gestaltet um", sagte der populäre Klimaaktivist in Washington. Er appellierte an seine Landsleute, dann auch verstärkt auf Elektroautos umzusteigen.

Gore verglich die Idee mit dem Plan von US-Präsident John F. Kennedy Anfang der 60er Jahre, einen Menschen auf den Mond zu schicken. US-Medien sprachen vom ehrgeizigsten Energieplan eines prominenten amerikanischen Politikers. Kritiker bezweifelten jedoch, dass das Ziel realistisch ist.

Verteilernetz noch Hürde

Gore betonte, dass angesichts der steigenden Preise für Öl und Kohle die Kosten für Wind- und Solarenergie im Verhältnis gesunken seien. Er räumt aber auch Hürden ein, wie etwa das Verteilernetz, das für den Stromtransport aus sonnigen oder windigen Gegenden des Landes zu den Abnehmern noch nicht ausreichend entwickelt sei.

Der Plan würde eine massive Umgestaltung der amerikanischen Energiewirtschaft mit sich bringen: Derzeit gewinnt die größte Volkswirtschaft der Welt rund die Hälfte ihres Stroms aus der billigen Kohle und etwa jeweils zu einem Fünftel aus Erdgas und Atomenergie. Erneuerbare Quellen machen nach Angaben der US-Behörde für Energieinformation derzeit nur 2,5 Prozent aus.

Zuspruch der Energieversorger

Ein Sprecher des Edison Electric Institute, in dem zahlreiche US-Energieversorger vertreten sind, begrüßte den Aufruf Gores zum verstärkten Einsatz erneuerbarer Energiequellen und Elektroautos. Doch sei das Ziel innerhalb von zehn Jahren nicht zu erreichen. "Mit alternativen Quellen und Energieeffizienz alleine ist es nicht zu schaffen", sagte Jim Owen dem "San Francisco Chronicle". "Wir brauchen ein ausgewogenes Energieportfolio, in dem alternative Quellen einen höheren Anteil haben, aber Atomstrom muss dabei sein."

McCain und Obama begrüßen Plan

Die beiden Präsidentschaftsbewerber John McCain und Barack Obama äußerten sich positiv zu dem Plan des Friedensnobelpreisträgers. Zwar widerspreche er Gore bei bestimmten Aspekten des Klimaschutzes, sagte der Republikaner McCain. Wenn der frühere Vizepräsident aber sicher sei, dass man das Ziel erreichen könne, "dann kann man es erreichen". Obama sagte: "Diese Strategie wird Millionen neuer, gut bezahlter Jobs schaffen und unseren Kindern eine Welt hinterlassen, die sauberer und sicherer ist."

http://www.n-tv.de/Wende_in_10_Jahren_moeglich_Gore_will_nur…

[Maverick22]

Inside Wall Street
Der Umweltvisionär

Von Lars Halter, New York

Kasper oder Visionär… was soll man nur aus Al Gore machen? Das fragen sich die Amerikaner, seit der ehemalige Vize-Präsident, Friedensnobelpreisträger und Oscar-Gewinner in der vergangenen Woche ein radikales Umdenken zu Solar- und Windenergie gefordert hat. Experten halten das für möglich - aber auch für teuer.

Streng genommen sind es natürlich auch nur die Öl-Riesen und die Republikaner, die Al Gore einen Kasper nennen. „Al Gore lebt schon seit vielen Jahren in einer Phantasiewelt, maulte jüngst etwa ein nicht nennenswerter Senator in einem Fernsehinterview. „Natürlich wollen wir alle von Öl unabhängig sein, aber das wird in den nächsten fünfzig Jahren nicht funktionieren.

Das kann man auch anders sehen. Selbst der milliardenschwere Öl-Investor T. Boone Pickens gibt sich etwas optimistischer. Er tritt dafür ein, dass Windenergie zumindest soweit gefördert wird, das sie Erdgas komplett ersetzen kann. Das Erdgas soll dann Autos antreiben und Öl ersetzen. Pickens tritt in Washington für entsprechende Konzepte ein, nicht zuletzt, weil er hunderte Millionen in Windparks in Texas investiert hat und sein Hedgefonds BP Capital massiv in erneuerbare Energien investiert.

Ob Pickens, Gore oder zig Millionen verantwortungsbewusster Amerikaner, die Forderungen nach einem Umdenken in der Energiepolitik werden immer lauter. Doch steht man vor einer gewaltigen Aufgabe. Zur Zeit stammen 50 Prozent der in den USA verheizten Energie aus Kohle, dem schmutzigsten aller Rohstoffe. Jeweils rund 20 Prozent der Energie kommen aus Erdgas und Atomkraft.

Erneuerbare Energien - also Solar, Wind, Erdwärme, Biomasse und andere - kommen zusammen gerade einmal auf 3 Prozent.

In nur zehn Jahren komplett von solchen Bio-Konzepten abhängig zu sein, wie Al Gore jetzt gefordert hat, ist also ein gewaltiger Schritt. Doch möglich sei er, meint auch Chris Namovicz von der Energie-Behörde der amerikanischen Regierung. „Technisch ist eine Umstellung in zehn Jahren nicht unmöglich. Es wird nur sehr teuer sein.

Doch Geld allein ist nicht die einzige Hürde; die meisten Amerikaner (vor allem die Entscheidungsträger) müssen von der Machbarkeit erst einmal überzeugt werden. Ihre Kritik an Solarenergie: Die Sonne scheint nicht Tag und Nacht, und auch der Wind weht recht unzuverlässig. Ein wirkliches Problem ist das nicht, wie ein Blick nach Europa zeigt. Da wird in Zeiten mit viel Strom beispielsweise Wasser in höhere Lagen gepumpt, das dann in stromschwachen Zeiten Turbinen antreiben und für den nötigen Saft sorgen kann.

Der Sierry Club weist zudem darauf hin, dass es zur Zeit zwar noch schwierig, bald aber durchaus möglich sei, Windparks in verschiedenen Teilen des Landes zu vernetzen und damit stabile Stromsysteme zu bilden.

Bleibt eine Frage, mit der sich Corporate America beschäftigen muss: Wann können mehr Turbinen produziert werden, um die Windparks in ganz Amerika zu bauen? Der wichtigste Hersteller in diesem Sektor ist zur Zeit General Electric, doch reichen dessen Produkte nicht aus, eines Tages die amerikanische Stromversorgung umzustellen. Unternehmen in Indien und Spanien unterstützen den US-Markt intensiv, doch ist letztlich auch hier Washington gefragt: Die Unternehmen verlangen, dass Steuervergünstigungen für die Entwicklung alternativer Energie erhöht werden.

Womit man wieder einmal beim Thema wäre: Es geht allein ums Geld. US-Unternehmen können produzieren, tun es vereinzelt auch, warten aber auf verbesserte und lukrativere Bedingungen. Diese zu schaffen muss in Washington zur Priorität werden, dann lassen sich die Visionen von Al Gore auch umsetzen.

http://www.n-tv.de/999096.html

[meinolf67]

July 25, 2008 | about stocks: FSLR / SPWR


FBR is out with a negative call on First Solar (FSLR) and SunPower (SPWR) after Solar Electric Power Association [SEPA], an industry association bridging the solar and utility industries, announced yesterday the results of its survey of utility companies (titled:"Utility Solar Electricity Market Survey"). Summary: (a) projected PV installations of ~2 GW, on aggregate, over the next three to five years in solar portfolio, versus >3 GW for CSPs across the U.S. utilities; (b) possible paradigm shift, with utilities owning the plants and PV suppliers becoming only turn-key providers (if ITC is given to utilities instead of third parties).

FBR notes that in their "best case" demand scenario analysis, for the excess capacity to be absorbed (thus helping with manufacturers' utilization rate of ~70%), U.S. mix of PV installations would need to increase from the current 4% to 15% by 2012, implying there would need to be > 5 GW of (aggregate) demand from the U.S. alone in that period. Assuming that the U.S. utilities market accounts for a large mix of the overall U.S. market, the results of the survey suggest that aggregate installation of 2 GW most likely won't be enough to absorb the kind of incremental capacity that will be available starting in CY09, unless PV module/system ASPs were to decline by >15% starting in CY09 to make them more competitive with alternatives like CSPs.

Stock Net: With the firm's Underperform-rated stocks, FSLR/SPWR, pursuing large, utility projects in the U.S., they believe results of the SEPA study suggest that there is significant downside risk to current CY09/CY10 consensus estimates since the supply appears to be disconnected from the end-market demand environment, which requires much lower ASPs to make PV more competitive versus CSP.

They believe the relief rally has already come and gone, and they encourage profit taking/shorting.

Reiterates Underperform and $200 target on FSLR (closed at $264 yesterday).

Notablecalls: I suspect this call will drive both FSLR and SPWR down today. We could see a 5%+ downside move in both stocks.

[meinolf67]

Habe mal ein bißchen zu Q-Cells spekuliert:
http://www.humyo.com/F/4805845-169821347" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
http://www.humyo.com/F/4805845-169821347

Wer zerlegt mir meine Annahmen?

[dicki31785]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.597.694 von meinolf67 am 28.07.08 13:19:25

Super thread...sehr informativ...Dere hat mich drauf aufmerksam gemacht da ich ein paar szenarien aufstellen moechte fuer 2009 bezueglich installationen in europa und weltweit...hast du eine gute quelle, wo ich mich informieren koennte?danke im voraus...mfg CW

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.598.469 von dicki31785 am 28.07.08 15:01:12

http://www.energies-renouvelables.org/observ-er/stat_baro/ob…

und Wiki ist auch nicht schlecht.

Außerdem habe ich auch ein Chart in meinem upload-Bereich stehen.

[dicki31785]

Danke...noch eine frage in post 99 sprichst du da von total installations o. new insallations bezueglich der einzelnen laender?mfg CW

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.598.666 von dicki31785 am 28.07.08 15:21:10

Marktvolumina sind bei mir immer jährliche Zubauzahlen

[meinolf67]

@gagaga

habe mal ein bißchen geblättert und mir den Rogol-Artikel zu conversion costs vom Januar 2008 gezogen:

er rechnet für 2007 mit
-31c für SI-to-Wafer (LDK)
-31c für Wafer-to-Cell (JASO)
-42c für Cell-to-Module (STP)
= $1,04 für alles außer dem SI

jetzt rechne ich mal mit 7g/Wp und 30$ in 2010 plus einer Kostenreduktion von 1,04 auf 90c, dann bin ich bei $1,11 fürs Modul (da sieht man mal wieder, wie stark FSLR ist)

Jetzt zum System:
laut FSLR-Präsentation vom 3.12.2007 rechnen sie bei Ihren eigenen Modulen (allerdings erst 2012, dann mit 12%) mit
-41c mechanical installation
-13c electrical installation
-20c inverter
-9c hard project costs
-7c soft project costs
-10c overhead,
macht bequeme $1,00/Wp

C-SI sollte darunter liegen können

Fazit:
Systemkosten von $2,50 sollten machbar sein; da ist sogar Marge für die Lieferanten drin (weniger als heute natürlich Zwinkern )

wenn ich sowas auf einem Retaildach in California installiere, heute 10c bezahle und mit 1.400 kWh/kWp rechne, fehlt mir nur noch eine Inflationsannahme. Nehmen wir mal 4,5% an.

Was schätzst Du, ist mein IRR auf sowas?

nochmal der Datensatz:
$2,50 Invest
1.400 kWh/kWp
Strompreis heute: 10c
4,5% Inflation

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.603.579 von meinolf67 am 29.07.08 09:53:33

7% !!!

und wenn mein Strompreis zu Beginn 11c beträgt, dann ist der IRR schon fast 8%

Und jetzt überleg' mal, ob Du anstelle von WalMart oder Kohl's Windturbinen in der Sierra aufstellen würdest oder Deine Dächer zupflastern....

Für mich steht einigermaßen fest, daß es einen großen Markt für PV geben wird, UNABHÄNGIG von Förderung.

Oder wo sind meine Fehler in der Rechnung?

[meinolf67]

aus dem solaria-Thread von bossi:

#378 von bossi1 Benutzerinfo Nachricht an Benutzer Beiträge des Benutzers ausblenden 29.07.08 10:01:37 Beitrag Nr.: 34.603.650
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Die CNE wird heute in ihrer Sitzung die vom Industrie Ministerium vorgelegte neue Regulierung (300 MW Cup etc.) verabschieden und an die Minister Ausschüsse weiterreichen. Nach einer Aussage von Pedro Martin (CNE) wird das neue Gesetz erst nach der Sommerpause verabschiedet. ... damit bleibt die Unsicherheit weiter im Markt bis September. augen verdrehen schau mal augen verdrehen

Economía/Energía
La CNE aprueba hoy su informe sobre la nueva regulación fotovoltaica schau mal

MADRID, 29 Jul. (EUROPA PRESS) -

El consejo de administración de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) tiene previsto aprobar en su reunión de hoy, la última antes de las vacaciones, el informe acerca de la nueva regulación fotovoltaica.

Este informe, que no es vinculante, se pronunciará sobre la propuesta de Real Decreto del Ministerio de Industria acerca del nuevo marco regulador, que sustituirá al 661/2007, cuya expiración se producirá en octubre.

El departamento dirigido por Miguel Sebastián remitió el texto al regulador energético el viernes 18. El organismo presidido por María Teresa Costa deberá someterlo a consulta ante el Consejo Consultivo de la Electricidad, en el que participan asociaciones empresariales del sector.

Una vez aprobado el informe de la CNE, el proceso de aprobación concluirá con el visto bueno de la Comisión Delegada de Asuntos Económicos y del Consejo de Ministros. El secretario general de la Energía, Pedro Marín, indicó la semana pasada que es probable que la nueva regulación no vea la luz hasta después del verano.

El nuevo Real Decreto incluye un recorte de las actuales primas del 26% para las instalaciones fotovoltaicas en cubierta y del 35% para las de suelo. Las primeras deberán tener una potencia máxima de 2 megavatios (MW), mientras que las segundas no podrán superar los 10 MW.

Además, fija un techo de 300 megavatios (MW) a la instalación de plantas para 2009. Para incentivar las instalaciones de cubierta, se reservarán 200 MW a este grupo, mientras que el techo para las plantas de suelo será de 100 MW. No obstante, esta distribución entre uno y otro tipo de planta es flexible.

Para asignar la potencia máxima de 300 MW, se crearán cada año cuatro registros trimestrales, de 75 MW cada uno. Si un trimestre hay solicitudes superiores a esta cifra, se reduce un 2,5% la prima --la caída podría ser del 10% al cabo de cuatro trimestres--.

Al final de cada año podrá elevarse el techo de potencia instalada en un porcentaje equivalente a la bajada de primas. Como ejemplo, si en 2009 se recorta un 10% la prima porque ha habido mucha demanda, en 2010 se podrán instalar no sólo los 300 MW del techo, sino un 10% más, esto es, 330 MW.

Además, las instalaciones de cubierta deberán presentar avales por hasta 100.000 euros, mientras que en el caso de las de sueño las garantías podrían llegar a los 500.000 euros.

Industria espera que el recorte de primas atenúe la especulación en torno al sector y ahorre al Estado en torno a 415 millones de retribución al año. En 2008 se destinarán 800 millones a primas fotovoltaicas, y en 2009 la retribución será de 915 millones, frente a los 1.330 millones que se habrían destinado en un escenario de continuidad.

El decreto incluye además una cláusula que contempla la posible revisión al alza de las tarifas en caso de que concurran circunstancias como una fuerte subida de los costes, establece un registro de instalaciones fotovoltaicas antes de su desarrollo y crea un Plan Renove de instalaciones de cogeneración.

[meinolf67]

29 July 2008 | By Tom Cheyney | Chip Shots

Although I haven't finished with my post-Intersolar North America/Semicon West-inspired blogging yet, I'll be on the road again the beginning of this week, visiting a mostly solar PV cast of companies in the anachronistically named Silicon Valley. I also have a backlog of interviews and coverage to plow through that I collected before the recent double-banger event, including interviews with execs from Suniva and Skypoint Solar, as well as a report about my recent visit to Cymer's extreme-UV lithography source project.

In the meantime, here's a tasty leftover from the big show to start off the week.

The Prometheus Institute's loss is certainly SunPower's gain, if the calibre of the rest of Elizabeth "Libby" Wayman's work is of the same high quality as her talk comparing the different types of concentrating solar technologies--thermal and PV--presented during Monday's CSP conference (cosponsored by the institute and Greentech Media). I admit to being photovoltaic-centric for the most part, so in addition to a well-rounded overview of the different CPV options, her succinct, clear explanations of the parabolic trough, linear Fresnel reflectors (LFRs), tower, and dish-engine thermal side of concentrating solar rounded out a solid, informative primer of the irradiance-loving sector.

One chart, which compared land use for the eight major kinds of CST and CPV technologies, piqued my topographic interest. It showed average land area measured in acres needed per 1 MW of installed capacity. As one might expect, both thermal and PV, depending on the flavor, can gobble up some pretty large chunks of real estate--or not.

At the large end of the spectrum are tower-style thermal concentrators, which need between 13 and 14 acres per megawatt. The second biggest land user is tracking PV at around 12 acres, with low-concentration PV just a tad less voracious, needing about 11 acres.

The least land-intensive CSP system is also one of the least mature--LFRs--which can generate a megawatt on less than 4 acres. Nontracking PV is the next least land hungry, requiring about 5 acres per MW. In the middle of the pack, ranging between 6 and 9 acres are parabolic trough, dish or lens CPV, and dish-engine.

At the end of her presentation, Wayman summarized with a complete system comparison by technologies, thermal and PV. Trough and LCPV are the most commercially established in their respective categories, while tower thermal and dish and lens CPV are in the commercial or prototype/commercial stages. LFR remains in the prototype phase, while nontracking CPV has started into early manufacturing.

In terms of markets served (or potentially served), the thermal varieties score highest in the utility category, although trough, LFR, and dish-engine have limited commercial-sector application potential as well. On the CPV side, all score well in both the commercial and utility markets, and lens CPV and especially nontracking CPV have residential market upside as well. In fact, only nontracking CPV shows strong potential across all three market segments.

But the residential sector doesn't generate alot of interest among concentrating solar companies, which seemed to be much more interested in the larger-scale installations: Data shown in a subsequent presentation counted 46 CSP systems development companies targeting the utility sector, 38 looking hard at the commercial space, and only 10 firms expressing an interest in the residential market.

Her table made clear a striking difference between the thermal and PV schools of concentrating solar: Dispatchability may be a strong suit for the trough, LFR, and tower solutions, but in terms of modularity, they are no match for every type of CPV. Only the still-experimental dish-engine technologies offer modularization.

CSP systems' levelized cost of energy is all over the place, with trough and LPCV showing the lowest LCOE, and dish-engine, dish CPV, and nontracking CPV having the highest. Tower and lens CPV end up in the middle of the cost pack. National Renewable Energy Lab data presented later in the conference showed LCOEs in 2020 projected to reach 6 cents per kilowatt-hour for power tower and trough concentrating thermal solar, 12 cents per kilowatt-hour for concentrating PV, and 10 cents per kilowatt-hour for plain-wrap, nonconcentrating PV.

Cost reduction potential looks a bit better on the PV side, but not by much. Nontracking CPV and tower thermal have the highest upsides in possibly bringing costs down, with LFR, dish and lens CPV also having decent shots at pushing the dollars per watt lower. Trough, dish-engine, and LPCV seem to have the least cost reduction potential in the CSP arena.

In some ways, CSP is a microcosm of the larger solar industry, with a range of technologies that each has potential niche and broad-swath applications to go after, but still needing some economies of scale to get the price points to more attractive (AKA grid-parity and below) levels.

[meinolf67]

Habe mir eben den FSLR-Call von Gestern angehört.

Interessante Punkte:

-Efficiency 10,7% nach 10,6%
-Line-run-rate 48 MW nach 39,6 MW !!!!!!!!!!!!!!!
=> das sind bereits > 1,1GW bei 23 Linien!!!
-ASP auf $2,57 angestiegen (hauptsächlich wegen Euro-Anstieg)
-Produktionskosten 1,18 (incl. 6c ramp in KLM)

und zum Schluß noch Einiges zur RPS/Utility-Situation in den USA:

-es sollen RFPs deutlich über 1 GW in Umlauf sein
-MPR ist etwa 12c (iW. Gasturbinentechnologie); allerdings wird er aufgrund gestiegener Kosten derzeit überarbeitet
-die Bids sollen bei 12-15c liegen; das sind z.B. AUCH CSP-Projekte

FAZIT:
FSLR ist der 1.600 Pfund-Gorilla; allerdings bleibt (zumindest für mich) die Frage, wieviel Tellur es gibt...

[meinolf67]

Aktualisierung Demand:
http://www.humyo.com/F/4805845-171507153" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
http://www.humyo.com/F/4805845-171507153

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.622.350 von meinolf67 am 31.07.08 12:38:36

Meinolf, Gnade! Bitte kurze Erklärung zu: RPS, RFP, MPR, CSP...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.624.799 von SLGramann am 31.07.08 16:46:46

Sorry, das wollte ich ja provozieren..

RPS => Renewable Portfolio Standard; Zielgrößen für Anteile an der Stromerzeugung; meistens keine eigene Solarscheibe vorgesehen, weswegen man mit anderen Renewables konkurrieren muss (@gagaga)

RFP => Request for Proposal; Aufforderung zur Angebotsabgabe = Ausschreibung; die Utilities müssen ihre Aufträge ausschreiben

MPR => market price referent; eine rechnerische Größe, anahnd derer man die Angebote mit konventioneller Erzeugung vergleicht (wenn ich das richtig verstanden habe; müßte man vielleicht mal googlen); jedenfalls können die Utilities nicht beliebig teure Sachen machen, wenn Sie Ihre Preise genehmigt bekommen wollen

CSP => Concentrated Solar Power; in den USA normalerweise als Bezeichnung für Solarthermische Stromerzeugung verwendet (wieder: @gagaga); die größten Kraftwerke laufen ja seit den 70ern in der Nähe von Barstow; die haben schon mehr kWh erzeugt, als alle PV weltweit zusammen. aber das ändert sich ja...
Es gibt derzeit irgendein utility-projekt wo ein Kalifornier 250MW davon neu bauen will; die genauen Stati von Beantragung, Genehmigung, etc. habe ich aber noch nicht gerafft.


Wichtig ist letztlich, daß die RPS-Schiene UNABHÄNGIG von anderen Incentives und ITC ist!

[meinolf67]

July 31, 2008, 11:01 am
Senate Again Fails To Extend Solar Tax Credits
Posted by Eric Savitz

The U.S. Senate yesterday failed yet again to approve a measure that would extend solar tax credits, which are due to expire at the end of 2008.

As Reuters notes, a measure which would have extended the tax credits for eight years failed a key procedural vote.

In a statement, Solar Energy Industry Association president Rhonse Resch warned that a failure to extend the tax credit could damage the domestic solar industry:

For the eighth time since June 2007, the Senate was unable to reach a bipartisan compromise to extend solar tax credits which are vital to the solar industry and our economy. Time is running out to extend the solar tax credits and without passage in the immediate future, tens of thousands of jobs and billions of dollars will be lost in new solar investment. Already companies are putting projects on hold and preparing to send thousands of jobs overseas - real jobs that would otherwise be filled by American workers. Failure to extend the solar tax credits is a severe blow to an industry that has proven to be an economic engine for the U.S. at a time when we need it most.

The Senate now has little time left this year to extend these tax credits. I strongly urge the Senate to figure out a bipartisan compromise and immediately extend the solar tax credit when they return from their August recess.

While industry observers expect the credit will eventually be extended, there are concerns on the Street that the uncertainty about the future of the credits - and the potential that they will not be renewed until after a new administration is installed early next year - will cause U.S. installation of solar systems to temporarily grind to a halt.

[meinolf67]

für SLGRamann (er sah es vorher):


Renewable energy offers 'huge benefit for GCC'
Dubai: 2 hours and 38 minutes ago


Share of global electricity - 2006

Energy created from renewable sources could gradually substitute oil as the GCC’s major export item if the regional states wholeheartedly embrace the renewable energy trend, says a study.

The GCC countries should regard renewables not as unwanted competition to their oil and gas production, but rather as a welcome addition to tight global energy markets, said the Gulf Research Center (GRC) report titled ’Alternative Energy Trends and Implications for GCC Countries.’

Regarding renewable energies as the uneconomical hobby of esoteric tree huggers in Europe and the US would be a mistake; this point was passed a long time ago, said the report author Eckart Woertz.

"Otherwise, the GCC countries may face the same fate as the Michigan Savings Bank, which denied Henry Ford an initial credit arguing that ’the horse is here to stay, but the automobile is only a novelty – a fad’,” he said.

Renewable energies are about to capture a significant portion of the global energy mix and this portion is only likely to grow given rising energy demand, supply worries with regard to fossil fuels and environmental concerns, the report said.

Especially solar energy in the form of Concentrated Solar Power (CSP) and thin film PV cells integrated in buildings offer huge potential for the GCC countries, it said.

’Rising domestic energy needs for power generation and desalination, favorable conditions for solar energy production and interest in acquiring technological know-how make a perfect argument for renewable energy in the Gulf. Renewable energies can stretch the lifeline of the GCC’s oil and gas exports, and in some decades from now, they even have the potential to develop into a major pillar of the economy,’ he said.

The report hails Abu Dhabi’s Masdar initiative as the most significant initiative for renewable energy in the GCC thus far.

’It seems that the government of Abu Dhabi has taken on the Saudi initiatives of the 1980s on a much larger scale, in order to take advantage of the technological progress and the improved economics that have taken place in renewable energy since then,’ it said.

Masdar City aims to be the first carbon neutral city in the world. It will house 50,000 people in close vicinity to their work places, educational facilities and light industries. It will be characterized by emission free energy supplies, mainly from solar power, modern ecological architecture with a good passive energy balance and high energy efficiency, extensive recycling of waste and a modern system of public transport.

In terms of growth rates, solar and wind energy have the highest growth rates of all energy forms worldwide, though coming from a low statistical base. Considerable hopes are pinned to them, and if renewable energies acquire a larger share of the global energy mix in the future, it will come from these two energy forms.

Thermal solar power in the form of Concentrated Solar Power, thin film PV cells and offshore wind power could prove to have large scale applications in the future. Theoretically, the sunlight that shines on the earth in 40 minutes is equivalent to the global energy consumption of one year.

Researchers at Stanford University have published a worldwide wind map maintaining that wind power plants at all indicated locations could supply worldwide energy demand several times over. They identify 13 per cent of the world’s surface as endowed with winds suitable for efficient wind energy generation, mainly in Northern and South America, Northern Europe, North-West Africa and Australia, while Asia is less suitable for wind energy generation. The authors conclude: “As such, the amount of wind energy over land could potentially cover over five times the current global energy and about 40 times the current electricity uses with little incremental pollution.”

Sustainable energy investment was $70.9 billion in 2006, an increase of 43 percent over 2005. The sectors with the highest levels of investment are wind, solar and biofuels, which reflects technology maturity, policy incentives and investor appetite.
Investments are heavily concentrated in the US and the European Union. Levels of investment are similar between the two, with US companies receiving more private and research-related investment, and EU-7 capturing the majority of publicly quoted companies. Investments in developing countries still play a minor role in comparison but are increasing quickly and have reached considerable levels already in China, India and Brazil, the study said. - TradeArabia News Service

[meinolf67]

also entweder weiß GE mehr als viele, oder das Timing ist ulkig (Tip kam von lieberlong):

PRESS RELEASE

GE Energy Financial Services, a unit of GE (NYSE: GE), and Grupo Corporativo Landon announced today they will invest about US $350 million in Fotowatio, one of Spain's largest and most successful solar power project developers. Fotowatio owns, operates and is developing almost 960 megawatts of solar projects in the fast-growing solar power markets of Spain, Italy and the United States. Existing investors in Fotowatio comprise investment fund Qualitas Venture Capital and Fotowatio's management.

"By facilitating the growth of one of the solar industry's leading developers, this investment gives us immediate access to attractive solar markets in Europe and the United States and will form an important part of GE's broader strategy to become a major player in solar power," said Alex Urquhart, President and CEO of GE Energy Financial Services. "GE has all the right ingredients to succeed in solar: capital, technology, research and ecomagination." Ecomagination is GE's program to help its customers meet their environmental challenges while expanding the company's own portfolio of cleaner energy products.

"During the past two years, Fotowatio has quickly grown into one of Spain's largest operators and developers of solar power," said I�igo Olagu�bel, partner at Qualitas Equity Partners, which manages the Qualitas Venture Capital fund. "We look forward to working alongside GE Energy Financial Services and Grupo Corporativo Landon to support Fotowatio's expansion in Spain, Italy, the United States and beyond."

Fotowatio's portfolio includes almost 60 megawatts in operation in the Spanish towns of Trujillo, Arroyo de San Serv�n and Olmedilla de Alarc�n; and more than 900 megawatts of projects in development in Spain, Italy and the United States. Fotowatio uses solar photovoltaic technology, which converts light directly into electricity, as well as concentrated solar power technology, which uses mirrors and tracking systems to focus sunlight into a heat source for use in a conventional steam turbine. With no fuel cost or emissions, this portfolio will produce clean energy and avoid more than 730,000 tons a year in greenhouse gas emissions compared to conventional fossil fuel technology.

GE Energy Financial Services will invest US $235 million (�150 million) in equity and convertible debt to acquire 32 percent and Grupo Corporativo Landon, a family-owned Spanish holding company with diversified investments, will invest US $118 million (�75 million) in equity to acquire 17.5 percent of a new holding company, Fotowatio SL. The existing Spanish investors will own the remaining 50.5 percent: Qualitas Venture Capital�a fund managed by Qualitas Equity Partners and invested in by Tim�n SA�will own 33.5 percent, and Fotowatio's management will own 17 percent.

"Fotowatio is one of the most successful solar power developers in Europe, with a management team that has demonstrated development and operational capabilities," said Andrew Marsden, Managing Director for Europe at GE Energy Financial Services. "This investment will contribute to GE Energy Financial Services' goals of investing US $6 billion in renewable energy worldwide by 2010 as well as US $5 billion outside the US by 2010." The GE unit announced earlier this month that it had just crossed the US $4 billion mark in renewable energy investments.

Solar power has increased by 40 percent worldwide each year since 2005, making it one of the world's fastest-growing renewable energy sources. Spain's renewable energy target calls for 12 percent of the country's energy demand to come from renewable sources by 2010, up from 9.5 percent in 2007. Italy has set its renewable energy target at 6.8 percent of demand by 2011. The European Union has set a longer-term binding target of a 20 percent share of renewable energy sources in energy consumption in 2020.

"With the capital injections from our investors and potential access to GE's solar modules and steam turbines, Fotowatio can expand its portfolio in growing markets and bring clean, solar-generated power to thousands of homes and businesses across the globe," said Rafael Benjumea, CEO of Fotowatio.

Renewable energy is one of GE's fastest growing businesses. GE Energy supplies solar modules and pre-packaged solar systems for residential and commercial use, and recently increased its equity share in PrimeStar Inc., a solar thin-film technology and manufacturing company. GE Energy also launched a strategic alliance with GAF Materials Corporation to market and develop solar roofing systems. GE's Global Research Center conducts advanced research and development in photovoltaics, other solar power systems and grid management technologies.

About Fotowatio

Fotowatio, based in Madrid with offices in Italy and Washington, DC, is one of the leading Spanish promoters of renewable energy. It was created in 2004 to respond to the ambitious renewable energy targets set by the Kyoto Protocol. Fotowatio is focusing on achieving sustainable growth that respects the environment, through action and innovation in the renewable energy sector, concentrating its main activities on solar energy. For more information, visit www.fotowatio.com.

About Grupo Corporativo Landon

The Landon Corporate Group, chaired by D. Antonio Gallardo Ballart, and belonging to the Gallardo Family�major shareholders of the pharmaceutical company Laboratorios Almirall�is a private wealth management holding company whose activities include investment in real estate, financial investment, business investment in companies, private equity activities by its venture capital company Landon Investments, as well as entrepreneurial diversification projects.

About Qualitas Venture Capital

Qualitas Venture Capital is a private equity firm funded by Tim�n Group. QVC is managed by Qualitas Equity Partners, which invests in several sectors including renewable energy. In 2006, Qualitas invested in the solar power industry with the goal of creating a leading international solar power generation company.

About GE Energy Financial Services

GE Energy Financial Services' 400 experts invest globally with a long-term view, backed by the best of GE's technical know-how and financial strength, across the capital spectrum and the energy and water industries, to help their customers and GE grow. With US $19 billion in assets, GE Energy Financial Services, based in Stamford, Connecticut, USA, invests more than US $5 billion annually in two of the world's most capital-intensive industries, energy and water. In renewable energy, GE Energy Financial Services is growing its portfolio of more than US $4 billion in assets in wind, solar, biomass, hydro and geothermal power. For more information, visit www.geenergyfinancialservices.com.

[meinolf67]

habe mal versucht, eine prinzipielle Vergleichsrechnung der Stromerzeugungskosten zwischen Gas, Kohle, Wind und PV anzustellen.

Keine Ahnung, ob meine Parameter stimmen, insoweit würde ich jede kritische Anmerkung begrüßen.

Ergebnisse sehe sogar halbwegs plausibel aus:
http://www.humyo.com/F/4805845-172114277" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
http://www.humyo.com/F/4805845-172114277

Nächste Stufe wäre dann ein dynamisches Modell, daß Kostensteigerungen über die Lebensdauer mit abbildet....

[meinolf67]

Wie DERBE man mit Prognosen danebenliegen kann, illustriert dieser auszug aus einer PROGNOS-Studie von 2005:

"Annahmen:

Erdöl und Erdgas werden deutlich teurer. Die Importpreise f¸r Erdˆl und Erdgas sind 2030
etwa doppelt so hoch wie in den 1990er Jahren. Der ÷lpreis steigt real auf 37 US-$(2000)/
Barrel in 2030. Der Steinkohlenpreis steigt real nur wenig, der Rohbraunkohlepreis bleibt real
konstant.

Zwei Drittel des Weltenergieverbrauchs werden in 2030 durch Erdˆl und Erdgas gedeckt. Die
Importpreise f¸r Erdˆl und Erdgas sind 2030 etwa doppelt so hoch wie in den 1990er Jahren.
Der reale Erdˆlpreis liegt 2030 bei 37 US-$(2000)/Barrel. Diese Einsch‰tzung liegt am oberen
Rand der Preisprognosen in den j¸ngsten Langfristszenarien der EIA, IEA und der EU-
Kommission.
Die Preisrisiken bei ÷l und Gas erhˆhen sich, da die Abh‰ngigkeit der Versorgung von
politisch und ˆkonomisch instabilen Fˆrder- und Transitregionen zunimmt.
Die Importpreise f¸r Steinkohle und der Preis f¸r Braunkohle bleiben dagegen auf niedrigem
Niveau.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.632.194 von meinolf67 am 01.08.08 15:46:54

Meinolf, große Klasse! Das finde ich ganz, ganz wichtig!

Was noch fehlt, ist der wichtigste Energieträger der Welt - Steinkohle.

Bei der Steinkohle haben wir mittlerweile eine fühlbare Verteuerung der Brennstoffkosten. Die Tonne Kraftwerkssteinkohle kostet mittlerweile 100 Euro und mehr. Ich habe mal ausgerechnet, dass 10 Euro / Tonne für ca. 0,3 Cent Stromerzeugungskosten stehen. Wir dürften damit also jetzt Brennstoffkosten von gut 3 Cent / kWh haben.

Zumindest in Europa sind CO2-Zertifikate im Moment auch nicht mehr für Null zu haben, sondern kosten ca. 25 Euro die Tonne.

Wie sich das im Preis des Stroms abbildet, habe ich noch nicht nachvollzogen.

Was die Lebensdauer angeht: Ich glaube, Kohlekraftwerke laufen 40 Jahre. Mag aber sein, dass man sie in 25 Jahren abschreibt oder abschreiben muss. Für den Vergleich ist das vielleicht auch nicht so wichtit, denn es mag sein, dass PV auch 40 Jahre läuft - mit schlechterer Effektivität - genau wie bei alten Kohlekraftwerken. Nur Wind hat diesbezüglich wahrscheinlich heftige Probleme, wenn die Anlagen richtig alt werden.

Abschließend würde mich die Quelle für die Investitionskosten für Kohlekraftwerke interessieren. Ich halte die Zahl 1.600 Euro / kW für hoch, wenn auch (noch) plausibel. Die einzige Zahl, die ich dazu mal hatte, war so alt, dass sie noch auf DM lautete...

[Tri2Sol]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.632.194 von meinolf67 am 01.08.08 15:46:54

erst mal auch von mir: groß-groß Dank an Dich für diesen thread!

Meine bescheidenen Anmerkungen:

1) wie SLGramann bereits anmerkte, fehlen die CO2-Zertifikatskosten. Ich glaube kaum, dass diese die nächsten 25 Jahre verschenkt werden.

2) bei PV: hast Du durchschnittliche deutsche Einstrahlungswerte genommen?

3) wie von Dir bereits erwähnt: steigende Betriebskosten aufgrund Inflation.

4) aus dem hohlen Bauch heraus: da die Laufzeiten ja unterschiedlich sind, hinkt der Vergleich, oder nicht? Die Kosten der kürzer laufenden Anlagen beinhalten eine Unsicherheit über die Jahre zwischen Neubau und Laufzeit längerlebiger Anlagen. Für einen Investor nicht unerheblich.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.633.532 von SLGramann am 01.08.08 18:33:34

Invest für Gas und Braunkohle habe ich von einem Kumpel, der bei Fraunhofer arbeitet.

bis vor kurzem haben Sie mit 500 und 1.200 gerechnet. Bei letzterem geht er auch von GuD aus, insoweit ist vielleicht meine Wirkungsgradannahme Müll.

Zertifikate habe ich ignoriert, weil ich DEM Braten nicht traue.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.634.056 von meinolf67 am 01.08.08 19:57:34

Ha! Ich trau dem Braten eigentlich auch nicht wirklich! Lass mal um 2010 wirklich PeakOil zuschlagen, dann sehen wir mehr CtL-Projekte als man sich heute auch nur entfernt vorstellen kann. Ich habe mal ganz grob überschlagen, dass man für 1 Mio. Barrel Kohleöl pro Tag ca. 250 Mio. Tonnen Steinkohle verarbeiten muss. Wenn das im großen Maßstab läuft, ist jedes CO2-Minderungsziel obsolet. Die Welt verfeuert derzeit gute 5,5 Mrd. Tonnen Steinkohle pro Jahr. Würde mich nicht wundern, wenn wir 2020 bei 10 Mrd. Tonnen + x sind. Sollte irgendwas an diesen CO2-Klimatheorien richtig sein, machen wir den Planeten zur Hölle. Party On!

Gut, vergessen wir die CO2-Kosten. Ist aber zumindest ein politisches (Rest)Risiko, das die EVUs in gewisser Weise kalkulieren müssen.

PS: Sehr interessanter Kumpel, den Du da hast.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.634.216 von SLGramann am 01.08.08 20:25:47

Die 250 Mio. Tonnen sind natürlich ein Jahresbetrag. Bevor ich hier gesteinkohlt werde...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.634.216 von SLGramann am 01.08.08 20:25:47

ich hab' viele interessante Kumpel...

[SLGramann]

Das sagt die Regierung:



Datum: 29.07.2008
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heute im Bundestag - 29.07.2008
Kosten für Kraftwerksneubauten zum Teil fast verdoppelt

Wirtschaft und Technologie/Antwort

Berlin: (hib/VOM) Aufgrund von Kapazitätsengpässen und Preisexplosionen auf dem Rohstoffmarkt haben sich die Kosten für Kraftwerksneubauten gegenüber 2007 teilweise fast verdoppelt. Die durchschnittlichen Kosten für ein neues Gaskraftwerk hätten 2007 bei 500.000 Euro pro Megawatt und für ein Kohlekraftwerk bei etwa 1,2 Millionen Euro pro Megawatt gelegen, teilt die Bundesregierung in ihrer Antwort (16/10029) auf eine Kleine Anfrage der Linksfraktion (16/9937) unter Hinweis auf Angaben der Kraftwerksinvestoren mit. Die Fraktion hatte sich nach den volkswirtschaftlichen Gesamtkosten der Energieversorgung erkundigt. Laut Bundesregierung liegen keine belastbaren Daten über die Gesamtkosten der Stromerzeugung vor. Auch gebe es keine detaillierte Übersicht über die Anlage- und die Betriebskosten.


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"teilweise fast" - na ja, genauer lässt sich das in einer kurzen Stellungnahme sicher nicht machen. Bei Kohle lägen wir aber dann schon bei oder über 2.000 Euro / kW.

[SLGramann]

Trotz unseres Misstrauens, ob die Politik daran festhalten wird, die Kohlenutzung durch CO2-Zertifikate zu verteuern, wenn die Kohle erst mal zur letzten Rückzugslinie der fossilen Plünder-Gesellschaft geworden ist, hier eine überschlägige Rechnung:

- 1 Tonne Steinkohle setzt bei ihrer Verbrennung ca. 2,68 Tonnen CO2 frei (die in Deutschland so heißgeliebte Braunkohle mindestens 30% mehr).

- 1 Tonne Steinkohle enthält ca. 8.422 kWh (das hängt allerdings sehr von der konkreten Kohlequalität ab, die Standardeinheit "SKE = Steinkohleeinheit hat einen Energiegehalt von 8.141 kWh)

- Wirkungsgrad 40% (Der Wirkungsgrad der Kohlekraftwerke schwankt zwischen ca. 33 und 45%, wobei nur die neuesten Kraftwerke auf über 40% kommen. Die Masse des installierten Parks liegt signifikant unter 40%, so dass es eher optimistisch ist, einen Durchschnitt von 40% anzusetzen.)

- Aus einer Tonne Steinkohle bekommen wir also 3.369 kWh Strom (Kraftwerkesbruttoleistung) und produzieren gleichzeitig 2.680 Kilo CO2 bzw. 0,8 Kilo CO2 pro kWh

- Ein Zertifikat über eine Tonne CO2 kostet derzeit ca. 25 Euro bzw. 2,5 Cent pro Kilo

- Für ein kWh Kohlestrom müssen wir nun 0,8 Kilo CO2 zu 2,5 Cent das Kilo kaufen und zahlen also 2 Cent pro kWh

- Grob überschlagen kann man also sagen, dass jede 12 Euro Kosten für die CO2-Zerti die Stromgestehungskosten der Steinkohlekraftwerke um 1 Cent / kWh nach oben treiben


Abschließend folgender Ausblick:

UBS sieht EUAs nach 2013 bei über 50 EUR/t (18.07.2008)
Die UBS erwartet, dass die Preise für europäische Emissionshandelszertifikate (EUAs) in der dritten Handelsperiode ab 2013 auf über 50 EUR/t steigen.

UBSEs werde schwer für Europa, die unter dem Emissionshandelssystem (EU-ETS) verlangten Emissionsgrenzen einzuhalten, und zwar auch unter den optimistischsten Szenarien mit der Annahme, dass die EU-Ziele für erneuerbare Energien vollständig umgesetzt werden, argumentiert die Bank. Die Analysten gehen davon aus, dass Gaskraftwerke nach 2012 für die Grundlast eingesetzt werden und Kohlekraftwerke hingegen nur noch für die Deckung der Spitzenlast. Die Preiserwartung für die Jahre bis 2010 belässt die Bank unverändert bei 30 EUR/t und bei 35 EUR/t für das Jahr 2012.
Quelle: djnewsletters.de / Dow Jones TradeNews Emissions

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PS: Persönlich glaube ich an dieses Szenario aber nicht, weil die Politik in dem Zielkonflikt zwischen Klimaschutz und niedrigen Energiepreisen am Ende wohl gegen den Klimaschutz votieren wird - in Europa und erst recht in USA, China und Indien.

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.638.046 von SLGramann am 03.08.08 12:21:21

wenn die zertiikatspreise nicht über 40 euro/t steigen wird kein versorger co2-wäscher an alten blöcken nachrüsten oder neue kraftwerke mit co2-sequstierung bauen

randbemerkung : es wird häufig antizipiert, daß das geld aus dem co2-handel "weg" wäre - tatsächlich ist es doch eher so, daß nach NAP2 - also mit beginn einer wirklichen auktionierung - , die mittel entweder in investitionen wie den anlagenbau (co2-wäsche, neue kraftwerke mit sequestierung - alternative lösungen ohne co2-ausstoss aber mit konkurrenzfähigen gestehungskosten - bspw. offshore-windkraft) fliessen werden - oder aber eben beim staat landen (in der hoffnung, daß der damit etwas "sinnvolles" anfängt -> unternehmenssteuereform II, entsprechende f&e-vorhaben -> bspw. caes-kraftwerke, innovative hgü, oder offhsore-wka im bereich 10-15gw, andere triebstrangkonzepte bei wka, g&d-turbinen mit > 60% wirkungsgrad (ohne co2-sequestierung), wärmepumpen, ein netz von elektrozapfsäulen (oder ggf. auch h2 - wenn die kostenrelation stimmt) ...) - sie werden jedenfalls nicht mehr als windfall-profits wie jetzt in die mehrung des shareholder-value oder in die ausschüttung von dividenden bei den utilities fliessen.
wenn wirtschaft also ein kreislaufsystem ist und dieses land industriell weniger auf grundstoffindustrie als auf anlagenbau aufsetzt - dann ist nicht gesagt, daß damit zwingend die konkurrenzfähigkeit sinkt ...
(das ganze bild ließe sich noch ausbauen - aber ich bin mir sicher, daß das hier schon ggf. selbsttätig erfolgt )

[sleupendriewer]

zu den zahlen die hier gerechnet wurden :

bei wind würde ich immer rechnen, daß 70% die anlage ex works ist und daraus die gesamtinvestkosten im ersten ansatz - onshore abschätzen - entsprechende zahlen finden sich in geschäftsberichten ...
es ist auch zu beachten, daß anlagen in china bspw. zu deutlich anderen preisen vermarktet werden - und das man dort an standorten in der inneren mongolei durchaus von um 3 cent/kwh bei der stromgestehung ausgehen kann - allerdings dann mit 8.x m/s standorten und anlagen die eben bei 500-750 euro/kw liegen ...
beim überschlagen der o&m-kosten komme ich auf 2.7cent/kwh - das ist imo onshore schon ziemlich viel - liegt aber nicht nur an den 4% sondern auch an den angesetzten investkosten imo ...

bei pv würde mich interessieren, ob das wirklich turnkey auf dem dach/freiland sein soll ?

bei g&d würde mich interessieren, warum die abschreibung über nur 15 jahre erfolgt ...
bei den 2.5 cent/kwh brennstoffkosten - ist das grenzübergnagspreis oder inklusive netzkosten in D ?
beim load-factor ist das so ein bischen zwischen gasturbine und mittellast-g&d-kraftwerk mit 4-5000 vollastsunden für mich - erklärung ?

insgesamt nette rechnung - die auch in die richtige richtung geht - aber sowas ist letztlich immer schwierig ...

[meinolf67]

Studie: Neue Kraftwerke mit 185.000 MW in Europa geplant (29.07.2008)
Frankfurt - In Europa, einschließlich der Türkei und Russland, sind bis 2030 neue Kraftwerke mit einer installierten Gesamtkapazität von 185.000 MW geplant.

AKW Brokdorf Bild: pixelio/SchildturtleDen Löwenanteil daran haben Gaskraftwerke mit rund 98.000 MW, gefolgt von Steinkohle-, Kernkraft- und Braunkohlekraftwerken wie aus einer neuen Studie des Marktforschungsinstituts Trendresearch hervorgeht. Das Institut stützt sich bei seiner Analyse auf Befragungen von Marktteilnehmern und deren Einschätzung zur künftigen Entwicklung des europäischen Kraftwerkmarkts. Demnach sollen die Zubauraten bis 2030 weiter steigen. Insgesamt deute die Erwartung der Befragten auf einen mittel- bis langfristig stabilen Markt hin, heißt es weiter bei Trendresearch.

Zwar soll ein Großteil der Vorhaben bis 2012 realisiert werden. Doch rechnen die Projektierer mit Verzögerungen und auch Absagen. Laut Trendresearch erwarten über 60% der Anlagenbetreiber und über 70% der Anlagenplaner bzw -bauer mit einer Verzögerung von mindestens zwei Jahren der Neubauprojekte, insbesondere der Kohle- und Kernenergieprojekte in Europa. Bei Gaskraftwerken und erneuerbaren Energien sei eine deutlich geringere Verzögerung von einem halben bis zu einem Jahr zu erwarten. Zur Begründung hieß es, zahlreiche europäische Staaten bewilligten diese Projekte angesichts steigender Brennstoffpreise und der Klimaschutzziele vergleichsweise zügig.

Das Forschungsinstitut befragte in seiner Studie die Kraftwerksbetreiber auch nach den potenziellen Projektrisiken. Die Hälfte der Befragten sieht die politischen Einflüsse als das größte Risiko beim Neubau von Anlagen. So hätten rund 75% der Interviewteilnehmer angegeben, die Allokationspläne für die dritte Emissionshandelsphase ab 2013 als nachteilig anzusehen. Insbesondere die von der EU-Kommission vorgeschlagene Vollversteigerung von CO2-Zertifikaten werde als ein hohes Investitionsrisiko wahrgenommen und führe zu Planungsunsicherheit.

Als weiteres hohes Risiko wird die Preisentwicklung bei den Brennstoffen und beim Strom gesehen, da diese die Amortisationsdauer der Investitionen verlängern könnten. Darüber hinaus nannten die befragten Marktteilnehmer die Genehmigungsverfahren für einen Neubau als abzuwägendes Risiko. Der Trendresearch-Studie zufolge favorisieren über 40% der befragten Kraftwerksbetreiber einen Energiemix, um sich vor Risiken bei der Brennstoffpreisentwicklung absichern zu können. Ein Drittel der Unternehmen bevorzuge erneuerbare Energien. Jeweils zehn Prozent hätten Steinkohle und Erdgas für die Auswahl des Brennstoffs genannt. Trendresearch leitet daraus ab, dass sich die Unternehmen langfristig auf einen Energiemix aus fossilen Brennstoffen und regenerativen Energiequellen verlassen.

Bei der Modernisierung und dem Ausbau ihres Kraftwerkbestands setzen die einzelnen Länder Europas auf ganz unterschiedliche Strategien und Szenarien. Während einige Staaten den Ausbau erneuerbarer Energien forcierten, konzentrierten sich andere Länder vorrangig auf fossile Anlagen, erklärt Trendresearch. Die Probleme und Herausforderungen ähneln sich aber über Landesgrenzen hinweg: Alte marode Anlagen müssen stillgelegt werden und durch neue Kraftwerke ersetzt werden. Außerdem ist auch eine Prognose über den künftigen Strombedarf schwierig, zumal Faktoren wie das Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum eine zentrale Rolle dabei spielen.

[meinolf67]

http://www.humyo.com/F/4805845-1731


Vielen Dank für die umfangreichen Reaktionen.

Habe jetzt einige Änderungen eingearbeitet:


-40 Jahre AfA für Kohle, 25 Jahre für Gas
-CO2-Zertifikate
-geringere O&M für Wind

Die Investzahlen meines Kunpels scheinen ja die gleichen gewesen zu sein, wie die des Bundestags (vielleicht waren die ja von FhG).

Die windzahl habe ich aus dem Q-Cells Thread von den PV-Skeptikern/Wind-Apologeten.

Eine detailliertere Betrachtung mit einzelnen Perioden werde ich noch machen, brauche aber etwas Zeit dafür...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.638.183 von sleupendriewer am 03.08.08 13:21:28

Den Load-factor habe ich ienfach griffweise geschätzt; meine Grundidee war Spitzenlast als Alternative zu PV.

Kann gerne auch mit anderen Zahlen arbeiten.


Ähnlich wars bei PV: habe mir den Gesamtertrag überlegt und dann rückwärts den load-factor ermittelt.


Ich weiß auch, dass das sehr holzschnittartig ist, aber wollte mir überhaupt erstmal ein GROBES Bild von den Relationn der Kostenarten verschaffen und überlegen, welche Punkte bei "tectonic-shifts" kreigsentscheidend werden können...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.638.442 von meinolf67 am 03.08.08 15:28:26

Das ist eine Scheiß-Webseite: dauernd funktioniert etwas nicht.

Neuer Versuch:

http://www.humyo.com/F/4805845-173116627

[meinolf67]

Institutionelles Geld:

July 29, 2008

London, United Kingdom: Impax New Energy Acquires 15.5MW of Operating Spanish PV Projects

Impax New Energy Investors ("NEI") has acquired 15.5MW of operating solar PV projects in three transactions in the Spanish regions of Extremadura and Castilla-la-Mancha. These acquisitions add to 15.6MW of solar PV projects that the NEI bought in May and June, including 3MW in Extremadura and two projects totalling 12.6MW in Castilla-la Mancha.

In 2007 NEI also purchased ca. 4MW now operational in the Toledo region. Based on these six transactions in the past three months, Impax New Energy Investors has now invested in just over 35MW of built and operating solar PV projects in Spain.

"We are now invested in a diversified portfolio of Spanish PV companies that has a total enterprise value of almost €300 million," said Peter van Egmond Rossbach, Director of Investments at Impax Asset Management, the Manager of NEI. The projects sell power to either Iberdrola or Union Fenosa under Spain's 40-year feed-in tariff - the RD661 - now set at €455 per MWh and escalating at a Spanish inflation index, which for much of 2008 has exceeded 4.5% on an annualised basis.

"Solar PV projects are reliable and relatively easy to operate and manage over a 25-40 year life span, requiring some site and financial management but relatively low downtime for maintenance or repairs," said Rossbach.

"We are very pleased with the project economics, the strong production performance of the plants to date, and the role of Iberdrola's affiliate Iberinco as our engineering partner," he added.

Following a highly profitable exit from a minority equity interest in the wind-energy developer Airtricity, sold for over €1.08 billion to Scottish and Southern this February, NEI has shifted focus to the solar sector, although it retains an investment in an 80MW German wind farm.

"The Spanish PV market is currently very active but volatile. The market predicts that Spain will have a hiatus in project development as there is currently no clear or attractive tariff available for projects completed after this September. We feel we've achieved maximum value by closing this deal now," added Rossbach.

The Fund has a €500m deal pipeline in the sector across Europe.

[meinolf67]

habe mal per Zwischenstand heute die Top 18 mit den aufsummierten Produktionsvolumina von Q1-2007 bis jetzt grafisch dargestellt (es fehlen natürlich noch einige Zahlen und Firmen wie Sharp, etc. konnte ich nur schätzen):


http://www.humyo.com/F/4805845-174449715

[dicki31785]

wo fuer stehen die farben?mfg CW

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.660.050 von dicki31785 am 06.08.08 14:17:21

die unterschiedlichen Quartale;

von unten nach oben wirds neuer, deswegen haben auch noch nicht alle den orangenen Teil wie Firstsolar und seit vorhin auch Yingli

[meinolf67]

habe mir den Yingli-Call eben angehört:

-Durchschnittseffizienz 15,63%
-SI macht 75% der COGS (ohne shipping, logistics, insurance, warranty) aus
-2009er Preise sind noch offen; man erwartet etwa -10%
-SI-Bedarf <7g/Watt
-processing cost SI-to-Module (ohne SI, shipping,..) soll bereits unter 80c liegen!!!!!!!!!!

Ich habe in meinem Modell da bisher einen Dollar stehen gehabt.

Noch eine Rechnung:
68,2MW x 80c = 54,56 Mio. $ processing cost
54,56 x 3 = 163,68 SI-Kosten (da processing ja nur 25% sind)

Summe= 218 Mio.; in der Pressemitteilung stehen 215 Mio. also kann die Rechnung nicht so ganz stimmen, aber zumindest die Größenordnung ist ok

Würde heißen, dass YGE bei 7g/Watt x 68,2 MW etwa 477 to verbraucht hat; 150-160 Mio. $ für SI => Durchschnittspreis über 300$ pro Tonne....

Wenn ich in der Logik keinen grundsätzlichen Fehler habe, dann ist der operative Hebel bei sinkendem SI einfach gewaltig; viel Spass den Deutschen Herstellern.


Wer findet den Fehler?

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.662.224 von meinolf67 am 06.08.08 17:37:21

jetzt nehmen wir mal die 80c StM und rechnen SI mit 40$/kg und 7g/Watt

=> Modul kostet $ 1,08; da steht FSLR auch

aber BoS ist hier viel günstiger...

wenn ich den Dollar von FSLR für BoS nehme, dann kann man ein System zu Kosten von gut $2,00 erstellen...

bei einem VK von 2,5 könnte man dann doch gut leben

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.662.224 von meinolf67 am 06.08.08 17:37:21

Hi Meinolf, ich denke, da gibt es keinen Fehler. In Beitrag Nummer 40 hatte ich für Trina auch schon erstaunliche Zahlen festgestellt - wenn auch nicht ganz so beeindruckend. Dort lagen die reinen Prozesskosten von Ingot bis Modul bei 1,17 $. Die wollen bis zum Jahresende auch bei 1 Dollar sein.

Yingli ist wohl auch zwischen Rohertrag und EBIT sehr schlank und braucht da nur rund 20 Cent, während Trina 46 braucht. Dafür zahlt Trina nach meinen Berechnungen eben nur 200 $ fürs Si, während sich Yingli 300 $ leisten kann.

Das Fazit teile ich: Wer soll den Chinesen noch widerstehen können, wenn die erstmal billiges Silizium haben? Systempreise von 2.500 Dollar / kW wären auf jeden Fall schon heute realistisch, wenn Si zu "normalen" Preisen gehandelt würde.

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.662.224 von meinolf67 am 06.08.08 17:37:21

Hi,

Zumindest hast Du nen 1000er vergessen zum Schluß.
Es soll korrekt heißen: 300$ pro kg

Ansonsten habe ich keine Ahnung.
Heutiges Motto: Kauft das, was heute billig ist und verkauft das, was heute teuer ist. Und in 50 Jahren seid Ihr Millionär.

Gruß

[dicki31785]

Das meiste ist natuerlich den meisten bekannt....aber ich fand "new technology 2" sehr interessant mfg CW

Breakthrough: New Silicon Solutions Promise Cheap Solar Energy
Submitted by SolveClimate on Thu, 07/24/2008 - 10:56.
* solar energy

The brass ring for solar energy has long been "grid parity," or delivering electricity to the grid at the prevailing local price. But the solar photovoltaic (PV) march toward parity has been delayed, ironically, by the sector's own surging popularity.

The main reason? Supply of the raw material, crystalline silicon, hasn't kept up with skyrocketing PV demand, resulting in severe shortages and high prices. But with new factories and new technology on the horizon, the supply shortage may end soon, which means the prices could drop like a rock. Or maybe not.

Confused? Read on...

It Starts with Silicon

The raw material for solar PV cells, which turn sunlight into electricity, is crystalline silicon. The semi-conductor is better known for making electronic chips used in computers, cell phones, cars and countless other products.

For both electronics and solar cells, the silicon is sliced into very thin wafers before other steps lay down the needed circuitry. Since electronics are worth a lot more than solar cells, those chip foundries can easily outbid solar manufacturers for the silicon. This has left solar cells to be the metaphorical frankfurter of the semiconductor world: mostly made with scraps, rejects and leftovers.

And that makes perfect sense for technical reasons, as well for the economics. A solar cell simply doesn’t demand the same quality as a computer CPU chip. A small flaw that would make a CPU inoperable could still make a perfect solar cell, or at worst, one that is less efficient but to a trivial degree.

Growth Leads to Shortage

Demand for solar cells has gone up at an incredible rate. Grid connected PV increased worldwide last year by 83% to 8.7 gigawatts. About half of that increase was in Germany, which now leads the world in installed PV. This demand has been met by new manufacturers entering the business and existing producers doubling their capacity or growing even more. The result? Solar cell production has doubled in the last two years.

But shortages have remained, keeping prices high. The bottleneck hasn't been the solar cell fabricators, but the raw material, the crystalline silicon.

Last year, the demand for silicon rose to 75,000 tons, but production was only 40,000 tons. And demand is still increasing 40% each year. Naturally, the price for solar silicon has been driven up, too. It's now at $65 to $120 per kilogram for long-term contracts, and it's much higher in the spot market, as much as $300 per kilogram.

The silicon shortage has been so severe that stock prices for PV manufacturers have soared when supply deals have been announced, typically a non-event. That's unusual stock market behavior. Normally a company’s stock jumps when it announces a big deal to sell, not to buy.

Such is the perception of the business on Wall Street these days. The constraint on revenue isn’t selling the finished product; it’s acquiring the raw material. Anyone can sell the stuff, but finding new silicon is like finding gold.

Shortage Leads to New Supplies

But lest you worry, relief from the silicon shortage and the high prices is coming. Some new plants are on line and more are coming soon. Even more interesting, two different companies have developed new PV technologies that could take over the market and eventually drive the prices down far enough for grid parity.

News on conventional plants first...

The standard fabrication for silicon is called the Siemens process. One of the largest silicon makers, Michigan-based Hemlock Semiconductor, has nearly doubled capacity this year to 19,000 tons and will double again by 2011. Siltronic and Samsung started production at a new plant last month. Other large producers are also planning expansions.

New Technology #1

Renewable Energy Corporation (REC) says it is the world’s largest provider of solar silicon and PV wafers. The company sold 3,600 tons to PV plants last year and 2,400 tons to electronics fabricators. Rather than the Siemens process, the firm developed a fluidized bed reactor.

REC expects to more than double capacity in 2008. Its plans are to focus on solar moving forward, so as current contracts to deliver electronic grade silicon expire, it will move the output to solar.

New Technology #2

Reaction Sciences Silicon Products (RSI) won the 2007 MIT Ignite Clean Energy business plan contest for an entirely new way to make silicon crystal at one-third the cost. Travis Bradford, president of the Prometheus Institute had this to say about RSI:

This new breakthrough process could have a dramatic impact on the cost of future solar cells, accelerating market growth and future grid parity.

RSI makes silicon at $7 to $9 per kilogram versus $25 to $30 for a Siemens plant. (Sorry, couldn't locate a price for a fluidized bed reactor.) Remember: This stuff is selling for $65 to $120 per kilogram, so getting the price down to $7 plus a reasonable profit is going to make a big difference to the price of finished solar cells. The cost of silicon in current PV cells is about $1.50 per watt. RSI claims it can reduce it to 25 cents per watt in five years.

RSI’s advanced solution was invented by the company's chief technology officer, Steven Amendola. He bolted together several standard chemical industry processes that use fairly standard equipment. Nothing too sexy, nothing too risky, just some reliable well-proven workhorses that happen to be a lot cheaper.

And the main reason they're cheaper is that they don’t produce electronic grade silicon. Electronic grade silicon is eight 9’s pure (that is, 99.999999% pure), but solar grade silicon -- the "hot dog" grade, if you will -- is merely six 9’s pure (or, 99.9999%). Both the Siemens process and REC's reactor make silicon that is eight 9's pure. Not only can RSI use simpler, cheaper processing but they can start with a lower cost raw material instead of metallurgical quality silicon.

A simpler process means a simpler plant, too, one that can be built in half the time at a much lower cost. RSI expects that a typical 5,000-ton plant can be built in 15 months. Its first plant -- a 1,000 ton per year pilot plant in Pennsylvania -- has slipped one quarter, as is typical, but should start running this quarter.

Meanwhile, a full-sized, 24,000-ton plant is scheduled to open in Alabama in 2009. The company plans to add 5,000 tons of more capacity in each of the following two years.

Supply Up, Demand Up, Prices...?

Travis Bradford of the Prometheus Institute expects supply to quadruple by 2012 to 125,000 tons, so how much will prices drop?

He's predicting that between 2007 and 2010, the cost of silicon PV will go from $3.66 per watt to $2.14 per watt. A bold prediction. The grid parity price depends on the price on your grid, but $1 per watt for PV is the price most often mentioned as reaching parity. In the US, kilowatt per hour prices range from about 5 cents in Idaho to about 20 cents in Hawaii.

The price will continue to be set by supply and demand, and therein lies the mystery. The supply piece is pretty easy to get a handle on. The money and time needed to build a plant are large enough that new capacity is not going to be a secret.

Demand, however, is the wild card. It's affected by the final PV panel price, the local price of electricity, the local sunshine and perhaps most importantly, government incentives.

The reason Germany now leads the world is due to a program that guarantees a high feed-in tariff, that is, the price the PV owner gets for the electricity. California, the US leader, has a program called the Million Roofs Initiative to encourage installations by sharing the cost with homeowners. Elsewhere in the US and the world there is a mishmash of policies, which are all subject to change. Some cities and utilities have their own programs. Spain has a very successful program, but it's considering cutting it by nearly 70%. There are a lot of moving parts here, so predicting demand and ultimately prices is going to be tough.

So: The new supply should lead to big price cuts, unless demand rises to match the supply and the shortage continues. The good news is that production will keep growing as long as these very high profits continue, and eventually, when supply and demand get close, prices will come down substantially.

Welcome grid parity!

Thin Film

So how does all this affect those thin film PV producers like First Solar and Nanosolar? Short answer: Not much.

They print very thin films on aluminum and use about 1% of the silicon used in the traditional wafers, so they don't use enough to be bothered by the current high prices, nor are they helped by future reductions.

The biggest effect will be a loss of the competitive advantage, which thin film presently enjoys against wafer PV technology by being so frugal with silicon.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.662.715 von SLGramann am 06.08.08 18:22:16

Danke Sepp,

hatte Dein Posting zwar gelesen, aber offenbar nicht zu Herzen genommen.

Denke, wir sollten hier so eine Art Standardkostenrechnung entwickeln, so nach dem Motto:

SI-cost (SC) 7g x 40$ = 28c
Wafer processing cost (WPC) = 20c
Cell processing cost (CPC) = 25c
Module processing cost (MPC) = 35c
Total Module cost (TMC) =$1,28

und wann immer wir einen Datenpunkt finden, ihn gegen dieses Modell (bzw. die Modifikationen) abgleichen.

Mir scheint auch, dass die Integration einen echten Vorteil bringt (habe alleine von Suntech Zahlen von 30c CPC und 40c MPC notiert...)

Interessanterweise zielt Evergreen mit sienem integrierten modell auch auf etwa 1,00-1,50.

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.681.387 von meinolf67 am 08.08.08 11:54:22

SI-cost (SC) 7g x 40$ = 28c
Wafer processing cost (WPC) = 20c
Cell processing cost (CPC) = 25c
Module processing cost (MPC) = 35c
Total Module cost (TMC) =$1,08

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.681.588 von lieberlong am 08.08.08 12:04:46

sorry, zuviel Kaffee

[meinolf67]

Solar demand promising in long run; but bubble inevitable in near term


Latest news
Nuying Huang, Taipei; Esther Lam, DIGITIMES [Thursday 7 August 2008]

Solar energy is in the throes of bubble with loads of new entrants striving to take a position in the photovoltaic (PV) industry, especially in the polysilicon supply chain, but this is not going to shake an industry-wide belief about promising demand for renewable energy in the long run, said Chung-Wen Lan, director-general of Industrial Technology Research Institute (ITRI)'s Photovoltaics Technology Center.

Lan believes that governments worldwide tend to continue encouraging solar subsidies on the whole, despite the fact two key solar consuming regions, Germany and Spain, may cut incentives. However, Japan, Korea and Taiwan are some regions that are believed to be planning a series of incentive programs, he said.

In addition, there is currently a shortage of polysilicon in the market, which has drawn many players into the PV industry. Lan estimated that there are about 100 new polysilicon makers, with half of them based in China.

These new companies are also looking at the long-term opportunities in the solar industry, best represented by grid parity, when the price of solar energy will become an economically viable energy alternative to traditional energy sources. At that point, there will be explosive growth in the solar energy market, Lan said. High crude oil prices are continuing to place cost burdens on the electric grid, spurring the scheduled forward for expected grid parity, he added. Citing costs of traditional electricity, he projects that grid parity could be reached anywhere in the 2013-2020 time frame.

However, while he implied demand for solar energy will be promising in the long run, he did note that there is bubble looming in the short-term. Speaking about the 100 new entrants into the market, Lan pointed out that polysilicon producing is a capital-intensive industry that not many companies with a small capital size can tap into easily.

Among the newcomers, Lan pointed to DC Chemical (DCC) and M.Setek as the two most remarkable ones in terms of their volume production schedule. Among the others, Lan estimates that only about 20 companies among the 100 new polysilicon makers can expect to realistically move to volume production. With that additional capacity providing supply in the market, Lan noted that the present shortage could swing to an equilibrium, bringing down prices.

With falling prices come falling profits, and at that point the remaining other 80 polysilicon makers, may find it difficult to progress to volume production stage, or may end up being exposed to stiff competition, Lan commented. Those that are not in healthy shape will be forced to quit the market.

But in the near term, a bubble is inevitable, he summed up.

[XDA]

Solar cell ASPs to remain high in 3Q08

Despite that some industry players have expressed concerns about possible solar cell price declines due to the expiration of the government incentive program in Spain and cutting of subsidies in Germany, contract and spot market prices are expected to remain high throughout the third quarter amid consistent shortages.

Contract prices for solar cells are above US$3/W and spot market prices are at US$3.20-3.50 in the third quarter, according to industry players. Referring to the average price (both contract and spot) of US$2.90-3.10 in the same period of last year, they noted that solar cell prices are likely to remain solid despite the few negative projections.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.691.639 von XDA am 09.08.08 01:02:14

Quelle?

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.691.933 von meinolf67 am 09.08.08 09:51:22

http://www.digitimes.com/news/a20080806PD217.html

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.691.985 von lieberlong am 09.08.08 10:13:23

Thx.

[UWR_Kerl]

Hallo Leute,

hier ein Link zu ner Sammlung von Daten und Ideen und Annahmen zum Solar/Kohle-Vergeleich. Vielleicht ist der für Euch interessant?!

http://americansolareconomy.blogspot.com/2008/08/coal-solar-…

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Ansonsten noch ein paar Anmerkungen meinerseits, ebenfalls zu einem Vergleich, aber innerhalb der PV.


1.) Wofür steht BoS? wahrscheinlich für Gestell und drum rum (Wechselrichter, Kabel, ...)

Dieses BoS muss beim Vergleich TF (z.B. von FS) und PS/MS (Poly+Mono) immer mit berücksichtigt werden und nicht nur der Modulpreis.

Dasselbe gilt für UMG-S und Siemens-S. Auch hier ist der Wirkungsgrad eine Parameter der BoS-Kosten.


2.) Die Speicherung wird immer vergessen mit in die "grid-parity"-Betrachtung einzurechnen. Ebenso entstehen Zusatzkosten für das Regeln, Puffern, ...

Wie kann man dies in Zahlen fassen? Es wird immer so getan, als sei es kein Problem die deutschen Netze mit Solarstrom bis zu einem Gesamtausbau von 30GW belasten (ich glaube, dies schrieb Frau Kreutzmann). Was bei noch mehr GWs?

Angeblich geht dies in Amerika nicht mal ansatzweise. Ständig Stromausfälle wg. maroden Systemen. Eine Speicherung ist unabdingbar. Heisst das, dass doch die Thermie mit Salzspeichern dominierend für Großkraftwerke kommen wird?




etwas off-topic
3.) Am Montag kommen die Zahlen Q2 von LDK. Zeigen diese einen ähnlich großen Rentabilitätshebel bei sinkenden Siliziumpreisen wie Yingli?

LDK zeigt folgende Kennwerte (von LDK selbst geschätzt) für die besten Firmen am Markt auf einer Analysten-Präsentation im July (Seite 6): http://media.corporate-ir.net/media_files/irol/19/196973/jul…

SC: 20c
WPC: 30c
CPS: 20c
MPC: 30c
MC: 1.00$


Wenn LDK bald selbst SI herstellt und Anfangs Kosten von 50$/kg hat und laut obiger Präsentation (Seite 90) 6-8g/W benötigt, folgt dass für LDK SC: 30-40c beträgt.
Erst, wenn alles rund läuft schaffen die vielleicht 20c.
Oder irre ich mich?


Risiken: Zu hohe Kosten für deren Polyplant im Vgl. zur UMG-Konkurrenz außer vielleicht zu REC (Siemens und FBR). Welche Technologie haben die eigentlich? Siemens?

Angebliche Pläne von LDK für ca. 2015 gehen sogar bis zu einem Ausbau von 200.000MT jährlich. Unklar allerdings mit welcher Technologie. Ja spinnen die denn? Grenzenloses Wachstum?



Sorry, für diesen wirren Punkt Nr.3 aber dieses Unternehmen lässt mich nicht los. Ich hoffe, Ihr gebt Euren Senf trotzdem dazu. Oder zumindest allgemein. Für eine Diskussion wäre ich sehr dankbar.

Grüße

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.681.387 von meinolf67 am 08.08.08 11:54:22

Hi Meinolf,

ja, so ein Modell sollten wir pflegen.

Reale Datenpunkte kommen bald bspw. von LDK für die Wafer-Prozess-Kosten und von JA Solar für die Zellprozesskosten. Ich hoffe jedenfalls, dass die Berichterstattung der Unternehmen diesbezüglich verwertbar ist. Ich denke, dass LDK und JA jeweils für ihren Bereich so etwas wie die "reale Kosten-Referenz" sein dürften.

Außerdem finde ich noch die Overhead-Kosten interessant, die man natürlich nur bei der Umsatzkosten-GuV vernünftig erkennen kann, also bei den NASDAQ-Unternehmen.

Ich denke, man sollte nicht der Versuchung erliegen, diese Overhead-Kosten zu vernachlässigen und zwar, weil sie 1.) ganz simpel reale Kosten sind und 2.) m.E. künftig ein wesentliches Differenzierungsmerkmal im Konkurrenzkampf darstellen werden. Denn nur wer über große Produktionsmengen (absolut) hohe Kosten für Forschung und Vertrieb entsprechend verteilen und damit (relativ) klein halten kann, wird künftig eine Chance haben.

Von daher schlage ich ergänzend die Position Overhead Cost (OC) vor, für die Suntech Power den Referenzwert liefern sollte. Sobald die Q2-Daten da sind, gebe ich den hier an. Schwierig an dieser Position ist natürlich, dass die auch zu klein sein kann. Denn an dem Punkt kann man ein Unternehmen auch ganz gut kaputt sparen...

@UWR,

danke für die Angaben aus der LDK-Präsentation. Deine SC-Kosten und Annahmen für LDK sind m.E. plausibel, so lange man ein grundsätzlich positives Szenario unterstellt. Die Stärke LDKs liegt natürlich ganz klar bei den WPC. Ihr Si-Geschäft ist so interessant, wie es problematisch ist. Für mich symbolisiert LDK die Bemühungen Chinas, groß ins Si-Geschäft einzusteigen. Fortschritte und Probleme bei LDK wird man wohl als Symbol für ganz China lesen dürfen. Grundsätzlich glaube ich, dass LDK es schaffen wird, aber persönlich glaube ich nicht, dass ihr Zeit- und Mengenplan realistisch ist.

(Im Moment tendiere ich generell eher wieder dazu zu glauben, dass der Ausbau der realen Produktionskapazitäten hinter den optimistischen Prognosen von Photon Consulting zurückbleiben könnte.)

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.698.419 von SLGramann am 11.08.08 11:55:37

zu LDK und WPC:

Mein Englisch ist für das Mithören eines CC nicht ausreichend, aber das 20-F für 2007 gibt hinsichtlich der WPC durchaus etwas her.

Meinolf, ich denke, die 20 Cent sind vielleicht zu optimistisch.

Bei LDK haben die Prozesskosten in 2007 wohl bei ca. 0,28 bis 0,29 Dollar / Watt gelegen (Ingot ist hier mit drin, aber das beabsichtigen wir ja auch).

Ich denke, wir sollten derzeit vielleicht maximal von 0,27 Dollar für WPC ausgehen.

Begründung zu LDK:

Man kann bei LDK auf zwei verschiedenen Wegen berechnen, dass sie 2007 für ihr Silizium ca. 290 Mio. Dollar bezahlt haben.

Zum einen geben sie direkt an, dass 81% der Herstellungskosten (Kosten bis Rohertrag) Siliziumkosten sind (20-F, S. 57). Da die Herstellungskosten bei 354 Mio. Dollar lagen, sind 81% eben 287 Mio. Dollar.
(Diese Angabe ist auch plausibel, denn sie geben als durchschnittlichen Einkaufspreis für das Silizium 186 Dollar / Kilo an (20-F, S. 72). Bei geschätzten 7 Gramm pro Watt und einer Gesamtproduktion von 224 MW an Wafern hätten sie 1.568 Tonnen zu 186.000 Dollar die Tonne gebraucht und dafür 291 Mio. Dollar gezahlt.)

Da die Gesamtherstellungskosten bei 354 Mio. Dollar lagen und ca. 290 Mio. für Silizium draufgegangen sind, bleiben für den eigentlichen Prozess Ingot und Wafer noch 64 Mio. Dollar, was bei 224 MW Produktion eben ca. 0,29 Dollar / Watt entspricht.

Das alles korrespondiert auch gut mit der von UWR geannten LDK-Präsentation, in der 0,30 Dollar als Spitzenwert der Brnache genannt werden. LDK sollte derzeit bei 0,27 bis 0,28 Dollar liegen und ist damit in eigenen Augen eben ein Tick besser als die besten der Branche - logisch.

Langer Text, kurzer Sinn: WPC eher bei 0,27 als bei 0,20 Dollar.

PS: Um so merkwürdiger berühren die Yingli-Zahlen. Wie solls eigentlich konkret gehen, mit den 80 Cent?

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.721.260 von SLGramann am 13.08.08 19:45:25

Und noch eine Nummer zu den CPS von JA Solar, die diese dankenswerterweise direkt angeben. Zitat aus der PM zum Q2 / 2008:

Cost per watt excluding wafer cost US$ 0.203/Wp

Damit ist die CPS-Zahl von Meinolf genau bestätigt worden.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.722.319 von SLGramann am 13.08.08 21:52:21

sorry, genau getroffen wurde die Zahl aus der LDK-Präsi... Meinolf hatte ja 25 Cent veranschlagt. Und ich gehe jetzt mal ins Bett.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.681.619 von meinolf67 am 08.08.08 12:06:40

Hi Meinolf, wirklich interessant deine Zahlen. Wo hast du die denn her? Bzw. Welcher Hersteller kalkuliert denn mit denen oder, auf wen trifft das zu?

Das sind deine Zahlen:

SI-cost (SC) 7g x 40$ = 28c
Wafer processing cost (WPC) = 20c
Cell processing cost (CPC) = 25c
Module processing cost (MPC) = 35c
Total Module cost (TMC) =$1,08

Ich habe Zahlen von LDK. Vielleicht könnten die etwas genauer sein.
Deswegen nimm doch einfach die angesagten Preise von LDK:

Approximation of Current Cost*
*all numbers are based on LDK estimates

SI-cost (SC) ?g x ?$ = $0.20
Wafer processing cost (WPC) = $0.30
Cell processing cost (CPC) = $0.20
Module processing cost (MPC) = $0.30
Total Module cost (TMC) =$1.00

Sogar für Dünnschicht Kalkulieren die einen Preis:

CostThin Film Module Cost : $1.10

Und für die Zukunft sagen sie das voraus:

Approximation of Future Cost (5-10 years)*
*all numbers are based on LDK estimates

SI-cost (SC) ?g x ?$ = $0.10
Wafer processing cost (WPC) = $0.20
Cell processing cost (CPC) = $0.15
Module processing cost (MPC) = $0.20
Total Module cost (TMC) =$0.65

CostThin Film Module Cost : $0.70

Sogar REC rechnet mit Fertigstellung Singapore, mit Kosten unter einem Euro/Wp.

[meinolf67]

Shopping for cleantech at Ikea
August 6, 2008 - Exclusive
By David Ehrlich, Cleantech Group


The furniture giant plans to invest €50 million in cleantech startups, with the goal of eventually selling solar panels, smart meters and other technology in its stores.

Sweden's Ikea may need to super-size its shopping carts. The furniture retailer unveiled an investment group today to put €50 million into cleantech startups over the next five years, with the eventual goal of seeing solar panels and other clean technologies on sale in its stores or used by Ikea suppliers.

Ikea GreenTech plans to focus on five areas — solar panels, alternative light sources, product materials, energy efficiency, and water saving and purification. The group said the investments will be made in companies that offer commercial prospects within a four to five year horizon.

"We're already talking to companies," Johan Stenebo, managing director of Ikea GreenTech, told the Cleantech Group. He said Ikea is likely to make its first investments this year. "That's certainly our aim to make happen."

Stenebo said the cleantech products will follow the same guidelines as the company's other products.

"Really low prices, and they should be of very good quality. That's the only thing we look at, we would never look at anything else, we would discard anything else that doesn't fall into those boundaries," he said. "Whether it's home furnishings or it's greentech products."

Over the next two years, Ikea plans to work with five or six companies, with a target of bringing the first products to market within three to four years, helping the startups reduce their prices and develop better products.

Ikea expects to invest in five to 10 companies overall, keeping the portfolio relatively small so it spend a lot of time with the startups.

"We will be very active on the boards of these companies," he said. "I think we can contribute somewhat in terms of commercializing the product they are developing, and then, obviously, distributing the product as well."

Ikea certainly knows distribution. It has about 270 stores in 35 countries, and half a billion customers per year. The company designs its own furniture, creating the concept of flat packing its products to cut down on transportation costs, and works with 1,300 suppliers in more than 50 countries.

Ikea started operating in Sweden in 1943 and has 118,000 employees, but Ikea GreenTech, located in Lund, in southern Sweden, was only formed about eight months ago and currently has four people on staff.

"Within one or two years I think we'll be between eight and 10," said Stenebo.

In addition to selling housewares, Ikea also sells houses, and there could be an opportunity to integrate the clean technologies in houses from the ground up.

Last year, Ikea introduced its pre-fab homes in the U.K. (see Free pencil and tape measure with every house). The homes are aimed at first time, low income buyers, and are sold along with a plot of land.

Ikea's pre-fabs were started in Sweden in the 1990s. The U.K. houses have already been designed to be ecologically friendly, using renewable materials in the construction, and solar and geothermal for power and heat.

But the startups will need to make it to market before they can make it to pre-fab. "Our first focus is what we sell in the stores and what our customers need," said Stenebo.

Different products could show up in different stores, depending on where a store is located. "It's quite natural that, for instance, solar panels are more interesting to Spaniards and Californians and so forth than they would be to Swedes."

In terms of the geography of the startups that Ikea plans to invest in, the company could start off close to home.

"Initially, we will be looking more in Europe than anywhere else, but we do not have any geographical restrictions for our investments."

Ikea will be looking at firms in the development stage and later. There are no specific plans for funding beyond the €50 million investment at this stage, but Stenebo said it will be an evergreen fund.

"Once a company is up and running in five or seven years or something like that, and if we exit from that company, the money that we've earned in that investment will stay within the Ikea GreenTech fund."

Start measuring now for your Skär solar panels, Hörup LEDs, and Alsvik water purification system.

[dicki31785]

AP
Lab says solar cell sets record for efficiency
Thursday August 14, 7:40 am ET
National Renewable Energy Laboratory says solar cell sets record for efficiency

GOLDEN, Colo. (AP) -- The National Renewable Energy Laboratory says its scientists have developed a device that can convert a record 40.8 percent of the light that hits it into electricity.

NREL spokesman George Douglas says the new device still has room for improvement.

Its design differs from that of a company whose device converted 40.7 percent of concentrated sunlight that hit it into electricity for the previous record.

The new inverted metamorphic triple-junction solar cell makes use of compositions of gallium indium phosphide and gallium indium aresenide to split light into three parts that are absorbed by each of the solar cell's three layers.

Douglas says it is thinner and lighter than the older device, which used a germanium wafer.

[meinolf67]

@XDA, Sepp

Sorry wegen der späten Reaktion. War ein paar Tage Fahrradfahren - ganz ohne PV; das ist sehr gut zum Kopf-Durchpusten...

zu XDA:
meine Zahlen habe ich einfach griffweise geschätzt, indem ich die 80c von Yingli verteilt habe;

die LDK-Präsentation habe ich erst heute entdeckt, nachdem ich nach längerer Zeit mal wieder auf deren Webseite war;
=> wenn ich hier aufmerksamer gelesen hätte, dann wäre ich schneller gewesen (sorry UWR)

zu Sepp:
werde die LDK-Schätzung bei Gelegenheit mal nachrechnen, meine aber auf jeden Fall, dass der aktuelle Wert deutlich unter dem 2007er liegen dürfte;

mögliche Erklärungen für die guten Yingli-Werte, wären für mich: dünnere Wafer (da ist Yingli glaube ich weit vorne); YIELD...

Die Idee mit den Overhead-Kosten (OC) finde ich gut.

[meinolf67]

aktualisierte Schätzung (habe mal 5c von Wafer auf Zelle geschoben):

SI-cost (SC)......................7g x 40$ = 28c
Wafer processing cost...(WPC)......= 25c
Cell processing cost (CPC)............= 20c
Module processing cost (MPC).....= 35c
Overhead cost (OC).....................= 15c
Total Module cost (TMC)..........=$1,23

OC habe ich mal von Q1-2008 von Suntech abgeleitet:
18 Mio. durch geschätzt 115MW wären etwa 16c...


Mein Ziel ist eigentlich auch nicht, diese Zahl auf den cent genau zu nageln, sondern eine Idee zu kriegen, wo der Trend insgesamt hinläuft.

Und ich glaube, daß es möglich sein wird, c-SI Module für $1,50 zu verkaufen und dabei Geld ordentlich Geld zu verdienen.

Frage ist nun, ob es bei diesem Preispunkt substantielle Nachfrage ohne Incentives gibt...

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.729.329 von meinolf67 am 14.08.08 17:33:00

@meinolf ; Danke für deine Antwort, aber deine Berechnungen sind nach der offiziellen Bekanntgabe der LDK-Zahlen nur noch Makulatur.

Was in Zukunft möglich wird, auch im Verhältnis zu der Dünnschichttechnik (First Solar) beantworten die gleich mit. Und ich glaube das die ihre interne Kostenstruktur besser kennen, als jeder Analyst dies je von außen könnte.

Mal was anderes, was machen denn die anderen Hersteller, einschließlich First Solar,

wenn demnächst REC die Wafer wie Kartoffel-Chips herstellt?

http://www.solarserver.de/solarmagazin/news.html#news9285

Silicon Genesis und REC ASA kooperieren in der Dünnschicht-Photovoltaik
Silicon Genesis setzt auf extrem dünne Wafer.

Wie die Silicon Genesis Corporation (SiGen) am 12.08.2008 mitteilte, unterzeichnete das Unternehmen einen Vertrag mit der in Oslo (Norwegen) ansässigen Renewable Energy Corporation (REC) zur Zusammenarbeit und Lieferung von Ausrüstungsteilen. Darin sei vereinbart worden, dass REC die mit Hilfe des "verschnittfreien" "PolyMax"-Wafering-Prozesses hergestellten Dünnschicht-Photovoltaik-Substratmuster bewertet. Was die Entwicklung und Optimierung der Massenfertigungslösungen anbelangt (High Volume Manufacturing - HVM), will REC ebenfalls mit SiGen zusammenarbeiten und Gussanforderungen für Silizium-Rohlinge entwickeln. Das Abkommen bedeute auch direkte Aufträge: So werde SiGen REC mit einigen seiner Massenfertigungslösungen ausrüsten, heißt es in der Pressemitteilung. SiGen hat die ersten Punkte des Abkommens nach eigenen Angaben bereits erfüllt. So lieferte das Unternehmen 50 Mikrometer dicke 125-mm-Wafer-Muster, die sich durch hervorragende mechanische und elektrische Eigenschaften sowie ausgezeichnete Durchsatzleistungen auszeichneten. Die Konstruktionsphase werde unterdessen fortgesetzt, um auch Massenfertigungslösungen zu entwickeln, die Siliziumrohlinge in dünne Silikonscheiben mit einer Stärke von 150 µm bis zu 50 µm umwandeln können.


Entwürfe für die Massenfertigung sollen auf der 23. EU PVSEC 2008 in Valencia präsentiert werden

Auf der 23. Europäischen Photovoltaik-Konferenz (1. bis 5. September in Valencia, Spanien) will SiGen genauere Informationen zu seinem "PolyMax"-Wafering-Verfahren vorstellen. Ein gemeinsames Dokument mit REC, welches die wichtigsten Entwurfsrichtlinien für die Massenfertigungslösungen beschreibt, soll ebenfalls präsentiert werden. "Wir freuen uns über die Zusammenarbeit mit REC zur Bewertung unserer "PolyMax"-Wafering-Technologie. Dem Ziel der Branche, Netz-Gleichwertigkeit zu erreichen, wären wir damit ein ganzes Stück näher gekommen", so Francois Henley, Präsident und CEO von Silicon Genesis. Henley zufolge ist REC - einer der weltweit führenden vertikal integrierten Hersteller für Photovoltaik-Material, Solarzellen und Module - daher ein idealer Partner.


Ziel: Photovoltaik-Wafer und Solarzellen einer neuen Generation

Erik Sauar, leitender Vizepräsident für Technik und Technischer Direktor von REC, fügt hinzu: "Die Zusammenarbeit mit SiGen ist für uns eine hervorragende Möglichkeit, diese neue Technologie zu entwickeln und auf eine industrielle Ebene zu bringen. Unter der Voraussetzung, dass wir eine ausreichende Skalierbarkeit und Produktivität bei der neuen Herstellungsausrüstung erreichen und dass die verbleibenden Entwicklungen ähnlich erfolgreich verlaufen wie die erste Phase, könnten wir bald PV-Wafer und -Zellen der neuen Generation herstellen. Diese wären dann nicht nur effizienter, sondern auch billiger als die heutigen Verfahren."

[SLGramann]

@XDA, wieso Makulatur? Meinolf hat die WPC jetzt bei 0,25 Dollar. Das ist aus meiner Sicht schon ne straffe Annahme. Was glaubst Du denn, wo LDK liegt?

Zu den Kartoffel-Chips: Klasse Projekt - aber alles Laborzeug. Erst mal abwarten, wann das industrietauglich wird. Außerdem haben dünne Wafer auch Nachteile hinsichtlich der Stabilität.

@Meinolf, ich bin vollkommen davon überzeugt, dass ein Systempreis von unter 2 Dollar / W auch ohne Incentives jede Menge Nachfrage erzeugen wird. Die Frage ist, welche Kosten nach dem Werktor der Modulfab wirklich noch anfallen müssen. Da habe ich keine echte Vorstellung. Ich denke da nicht ans Einfamilienhaus, sondern an Großprojekte auf Freifläche ohne Zwischenhändler usw.

Ich werde in letzter Zeit wieder optimistischer was PV angeht.

PS: Ein großer Kostenblock sind offenkundig auch die Module. Ich habe es im Gefühl, dass wir hier in den nächsten 24 Monaten eine radikale Senkung sehen werden. Ich stelle mir eine vollautomatisierte und durchoptimierte Modulfab mit 1 GW Kapazität in China vor - und an den Maschinen steht Kuttler...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.730.390 von XDA am 14.08.08 19:37:52

hab' ich Dich irgendwie geärgert, oder was ist los?
falls ja, wäre es nett zu erfahren womit....

[meinolf67]

Das hier ist was Größeres; könnte sein, daß sich strukturell was ändert:



PG&E Signs Historic 800 MW Photovoltaic Solar Power Agreements With OptiSolar and SunPower

Solar Projects Would Supply Enough Renewable Energy Equivalent to the Energy Needs of 239,000 Californian Homes

SAN FRANCISCO, Aug 14, 2008 /PRNewswire-FirstCall via COMTEX News Network/ -- Pacific Gas and Electric Company today announced it has entered into two utility-scale, photovoltaic (PV) solar power contracts for a total of 800 megawatts (MW) of renewable energy. This significant commitment to photovoltaic technology will deliver cumulatively 1.65 billion kilowatt-hours of renewable energy annually. This would be equivalent to the amount of energy needed to serve approximately 239,000 residential homes each year.

PG&E entered into an agreement with Topaz Solar Farms LLC, a subsidiary of OptiSolar Inc., for 550 MW of thin-film PV solar power. The utility also signed a contract with High Plains Ranch II, LLC, a subsidiary of SunPower Corporation (Nasdaq: SPWR), for 250 MW of high-efficiency PV solar power.

"These landmark agreements signal the arrival of utility-scale PV solar power that may be cost-competitive with solar thermal and wind energy," said Jack Keenan, chief operating officer and senior vice president for PG&E. "We will continue to explore such innovative technologies as we aggressively work to increase the amount of renewable energy we provide our customers."

Utility-scale PV solar projects feature photovoltaic solar modules, which convert sunlight directly into electricity and produce the greatest amounts of power during the afternoons, when electricity demand is high. Both projects are contingent upon the extension of the federal investment tax credit for renewable energy and processes to expedite transmission needs.

Over the past six years, PG&E has entered into contracts for more than 3,600 MW of renewable power, including solar contracts that total more than 2,500 MW. PG&E now has contractual commitments for more than 24 percent of its future power deliveries from renewables, including wind, biomass and geothermal.

OptiSolar's Topaz Solar Farm

The 550 MW Topaz Solar Farm project would utilize relatively low-cost, thin-film PV panels designed and manufactured by OptiSolar in Hayward and Sacramento. Located in San Luis Obispo County, California, the project would deliver approximately 1,100,000 megawatt-hours annually of renewable electricity. The project is expected to begin power delivery in 2011 and be fully operational by 2013.

"We are very happy to be working with PG&E to help meet California's requirements for clean, renewable energy and are committed to working closely with the local community as this project moves forward," said Randy Goldstein, chief executive officer of OptiSolar. "Our solar farms are quiet and emission-free, with solar panels mounted near ground level to minimize visual impact. Implementing cost-competitive solar power on this scale establishes thin-film photovoltaic generation as an important contributor to global sustainability."

SunPower's California Valley Solar Ranch

SunPower's planned 250 MW solar ranch, would be located in San Luis Obispo County's California Valley and will deliver an average of 550,000 megawatt-hours of clean electricity annually. The project is expected to begin power delivery in 2010 and be fully operational in 2012. The ranch would employ SunPower's proprietary crystalline PV solar cells, which generate up to 50 percent more power than conventional crystalline cells. The company would install its patented SunPower(R) Tracker solar tracking systems at the site, which tilt toward the sun as it moves across the sky, increasing energy capture by up to 30 percent over fixed systems, while reducing land-use requirements.

"Today, high-efficiency photovoltaic technology is a competitively-priced component of utility-scale peak power generation," said Tom Werner, chief executive officer of SunPower. "Our experience constructing more than 350 megawatts of solar systems on three continents allows us to deliver utility-scale systems quickly and at a scale of hundreds of kilowatts to hundreds of megawatts. We design our solar systems to maximize energy harvest while adapting to the natural topography of the site and serving the needs of the community."

About PG&E

Pacific Gas and Electric Company, a subsidiary of PG&E Corporation, is one of the largest combined natural gas and electric utilities in the United States. Based in San Francisco, with 20,000 employees, the company delivers some of the nation's cleanest energy to 15 million people in northern and central California. For more information, visit http://www.pge.com.

About OptiSolar

OptiSolar Inc. is California-based independent power producer committed to delivering clean, competitively priced electricity to the power grid from its large-scale solar farms, using its proprietary thin-film photovoltaic (PV) panels. A vertically integrated business model allows OptiSolar to significantly reduce the cost of renewable, high-volume solar energy. The company's headquarters, R&D operations, and first manufacturing facility are located in Hayward, California. Its second manufacturing facility, under construction in Sacramento, will be the largest PV solar panel plant in North America. OptiSolar has development offices in Canada, Europe, and Asia. For more information about OptiSolar, please visit the company's website at http://www.optisolar.com.

OptiSolar is a trademark of OptiSolar Inc.

About SunPower Corp.

SunPower Corporation (Nasdaq: SPWR) designs, manufactures and delivers high-performance solar-electric systems worldwide for residential, commercial and utility-scale power plant customers. SunPower high-efficiency solar cells and solar panels generate up to 50 percent more power than conventional solar technologies and have a uniquely attractive, all-black appearance. With headquarters in San Jose, Calif., SunPower has offices in North America, Europe and Asia. For more information, visit http://www.sunpowercorp.com. SunPower is a majority-owned subsidiary of Cypress Semiconductor Corp. (NYSE: CY).

SunPower is a registered trademark of SunPower Corporation. Cypress is a registered trademark of Cypress Semiconductor Corp. All other trademarks are the property of their respective owners.

[XDA]

@XDA, wieso Makulatur? Meinolf hat die WPC jetzt bei 0,25 Dollar. Das ist aus meiner Sicht schon ne straffe Annahme. Was glaubst Du denn, wo LDK liegt?

@SL Gramann, wo LDK liegt? Na habe ich doch alles in Posting 193 geschrieben.
Wenn du die Quelle möchtest zum selber nachlesen. Bitte: (Achtung Seite 6)

http://media.corporate-ir.net/media_files/irol/19/196973/jul…

Auch REC verspricht Kosten unter einem Euro: (Seite 24)

Singapore (Phase I) establishes a value chain cost position
of <1 EUR/Wp, from silicon through module

http://hugin.info/136555/R/1242522/267193.pdf

....und da ist die SiGen Geschichte noch gar nicht enthalten.

Zu den Kartoffel-Chips: Klasse Projekt - aber alles Laborzeug. Erst mal abwarten, wann das industrietauglich wird. Außerdem haben dünne Wafer auch Nachteile hinsichtlich der Stabilität.

Deine Worte in Gottes Ohr, aber Meinolf erwartet dadurch schon, das die Sägenhersteller alle gekillt werden.(posting 101)

http://www.wallstreet-online.de/diskussion/1097487-101-110/d…


hab' ich Dich irgendwie geärgert, oder was ist los? verwirrt
falls ja, wäre es nett zu erfahren womit....

@Hi Meinolf,.....äh nö.....aber wenn du schon Threads aufmachst, und nicht gerade Alleinunterhalter spielen willst, dann solltest du auch mal auf das eingehen was andere dazu Melden und Beitragen, und nicht immer stur weiter deine Behauptungen weiterposten. Das ist eigentlich schon alles. Danke.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.732.392 von XDA am 15.08.08 00:57:45

Außerdem haben dünne Wafer auch Nachteile hinsichtlich der Stabilität.

Ach so habe ich ganz vergessen zu beantworten,.......schau mal wie flexibel die Dinger sind: (Seite 20)

http://hugin.info/136555/R/1242522/267193.pdf

oder hier: (Seite 35) ( PDF aufmachen )

http://www.ise.fhg.de/veroffentlichungen/folien-zu-vortragen…

Damit kannste dich rasieren.

[HerschelKrustovsky]

Na dann! Gestern gabs den HJ-Bericht von Solarparc und vorher schonmal eine offizielle Meldung:


http://www.solarparc.de/fileadmin/templates/solarparc/pdf/be…


Solarparc AG erwartet deutlich höheren Jahresgewinn 2008

07.08.08

Solarparc AG / Halbjahresergebnis

Veröffentlichung einer Ad-hoc-Mitteilung nach § 15 WpHG, übermittelt durch
die DGAP - ein Unternehmen der EquityStory AG.
Für den Inhalt der Mitteilung ist der Emittent verantwortlich.
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Spanisches Großprojekt im Plan

Die Solarparc AG hat im 1. Halbjahr 2008 die Weichen für ein erfolgreiches Wachstum von Umsatz und Ertrag im Gesamtjahr gestellt. Die Realisierung des ersten Solarparks außerhalb Deutschlands in der Spanischen Autonomen
Gemeinschaft Extremadura ist planmäßig fortgeschritten, so dass der
amtlichen Registrierung vor Auslaufen der derzeit gültigen
Einspeisebedingungen in Spanien Ende September nichts im Wege steht. Der Vorstand erwartet, dass mit dem Verkauf des Solarparks im 2. Halbjahr Umsatz und Gewinn des Vorjahres deutlich übertroffen werden. Die ersten sechs Monate 2008 waren neben der regenerativen Stromerzeugung geprägt von den Vorbereitungen zur Realisierung des solaren Großprojekts in Spanien. Da anders als im Vorjahr keine Verkäufe von Solarparks anstanden,fielen Umsatz und Ergebnis im 1. Halbjahr 2008 plangemäß niedriger aus als in der Vergleichsperiode. Der Konzernumsatz erreichte 4,2 (Vorjahr: 12,1) Mio. Euro und resultierte im Wesentlichen aus der regenerativen Stromerzeugung. Die konzerneigenen Wind- und Solarkraftwerke erzeugten mit 37,7 Mio. kWh annähernd so viel Strom wie im Vorjahr (38,1 Mio. kWh).
Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (EBIT) erreichte 1,0 (Vorjahr: 1,4) und der Gewinn nach Steuern 0,18 (0,5) Mio. Euro, was einem Ergebnis je Aktie von 0,03 (0,08) Euro entsprach.
Auch bilanzseitig bestätigt der Konzern seine solide Verfassung. Die Eigenkapitalquote stieg im Vergleich zum Jahresende 2007 auf 39,1 (35,2) Prozent. Die flüssigen Mittel erhöhten sich nach Dividendenzahlung auf 9,0 (7,6) Mio. Euro.

Kontakt:
Solarparc AG Aktionärsbetreuung / Marketing Communications,
Tel.-Nr.: 0228/55920-60; Fax-Nr.:0228/55920-99,
E-Mail: [e-mail]
Internet: www.solarparc.de


07.08.2008 Finanznachrichten übermittelt durch die DGAP
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Sprache: Deutsch
Emittent: Solarparc AG
Poppelsdorfer Allee 64
53115 Bonn
Deutschland
Telefon: [phone]
Fax: [phone]
E-Mail: [e-mail]
Internet: www.solarparc.de
ISIN: DE0006352537
WKN: 635253
Börsen: Regulierter Markt in Düsseldorf; Freiverkehr in Berlin,
Hamburg, München, Stuttgart; Open Market in Frankfurt

Ende der Mitteilung DGAP News-Service

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Dazu:

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.731.841 von meinolf67 am 14.08.08 22:31:59

noch ein Kommentar dazu (wichtig ist, daß die Projekte doch vom ITC abhängen):

August 14, 2008, 4:03 pm
California’s game-changing solar deal

photo: David Lena

In a move that could alter the economics of the global solar industry, California utility PG&E on Thursday announced that it will buy 800 megawatts of elecricity produced from two massive photovoltaic power plants to be built in San Luis Obsipo County on the state’s central coast. The 550-megawatt thin-film plant from Bay Area startup OptiSolar and a 250-megawatt PV plant from Silicon Valley’s SunPower dwarf by orders of magnitude the five-to-15 megawatt photovoltaic power stations currently in operation around the world.

Most of the industrial-scale solar plants designed to replace fossil-fuel power use solar thermal technology, meaning they deploy mirrors to heat liquids to produce steam that drives electricity-generating turbines. Photovoltaic power plants essentially take the solar panels found on suburban rooftops and put them on the ground in gigantic arrays. How gigantic? OptiSolar’s Topaz Solar Farm will cover 9 1/2 square miles of ranch land with thin-film panels like the ones in the photo above. Combined, the two solar plants would produce enough electricity to power 239,000 California households, according to PG&E (PCG).

“Obviously this is huge and a bold move,” says Reese Tisdale, a senior analyst who studies the economics of solar power for Emerging Energy Research in Cambridge, Mass. “It’s a pretty big jump in manufacturing capacity and a big opportunity for the PV industry, particularly for thin-film.”

If the power plants are ultimately built - and that’s a big if, given the challenges to get such facilities online - and other utilities follow PG&E’s lead, demand for conventional solar modules like the ones made by SunPower (SPWR) and thin-film cells like those produced by OptiSolar could skyrocket. (Thin-film cells are deposited or printed in layers on glass or flexible metals. They are less efficient at converting sunlight into electricity than standard solar modules but they use far less expensive polysilicon and can be produced much more cheaply.)

First Solar (FLSR), a leading thin-film maker, has an annual manufacturing capacity of around 275 megawatts - which will rise to a gigawatt by the end of 2009. (First Solar is building two small-scale solar power plants for Southern California Edison (EIX) and Sempra (SRE).) SunPower is expected to produce 250 megawatts worth of solar modules this year; its California Valley Solar Ranch project for PG&E alone will be consume 250 megawatts.

“If we were trying to do it this year, it would be all of our production,” says Julie Blunden, SunPower’s vice president for public policy. “SunPower is ramping very quickly. By 2010 our production will be at least 650 megawatts.” SunPower’s solar power plant is set to begin producing electricity in 2010.

The PG&E deal puts OptiSolar in the spotlight. Founded by veterans of the Canadian oil sands industry, the stealth Hayward, Calif., startup has kept its operations under cover, avoiding the media as it quietly set up a manufacturing plant in the East Bay and prepared to break ground on a million-square-foot factory in Sacramento.

OptiSolar CEO Randy Goldstein told Green Wombat that the company will have no problem producing enough solar cells to build Topaz, which is scheduled to go online in 2011, as well as fulfill contracts for some 20 small-scale power plants in Canada.

“Our plan has always been to produce solar energy on a very large scale to make it cost-competitive, even in a market like California,” Goldstein says.

The terms of utility power purchase agreements like the ones OptiSolar and SunPower have signed with PG&E are closely held secrets, but it has long been an open secret that building massive photovoltaic power plants was not economically viable. Last year when I attending the opening of a 11-megawatt PV power station in Portugal - which offers generous solar subsidies - that was built by SunPower’s PowerLight subsidiary, PowerLight’s CEO told me that pursuing such projects in the U.S. was not an attractive proposition due to market incentives and public policy.

So what has changed since 2007 to make constructing gargantuan PV power plants profitable?

“Lots of things have changed,” says SunPower’s Blunden. “Power prices are going up and public policy is requiring utilities to have a portfolio of renewables.” And after building some 40 megawatts of power plants in Spain, SunPower has been able to improve its manufacturing processes and cut costs, according to Blunden. “We could see where the cost reductions were coming down and the benefits of scale,” she says. “We saw there was a way for us to be competitive with other renewables. If we hadn’t had the insights from scaling commercial rooftops and PV power plants, I don’t know if we would have gone for it.”

Goldstein says OptiSolar’s business model of owning the supply chain - from building its own machines to make solar cells to constructing, owning and operating power plants - will allow it to reduce costs. “By taking control of the value chain from start to finish, by being vertically integrated and cutting out the middleman,” he says, “we can be competitive not only with other renewable energy but with conventional energy.”

Photovoltaic power plants do have certain advantages over their solar thermal cousins. They don’t need to be built in the desert, thus avoiding the land rush now underway in the Mojave. PV is a solid-state technology and with no moving parts - other than the sun tracking devices used in some plants - they make no noise and are relatively unobtrusive. Most importantly in drought-stricken California, they consume little water. And the modular nature of solar panels means that a power plant can start producing electricity in stages rather after the entire facility has been constructed.

“The economies of scale does make PV cost competitive with other renewable energy generating technologies, and wouldn’t be possible without advances that SunPower and OptiSolar have been working on,” says PG&E spokeswoman Jennifer Zerwer. “We take a stringent look at all technologies and we’re not wedded to a particular one.”

The Topaz and California Valley projects face a number of hurdles, not the least of which is the U.S. Congress’ failure so far to extend a crucial 30 percent investment tax credit for solar projects that expires at the end of the year. SunPower’s Blunden acknowledges the PG&E project is contingent on the tax credit being renewed.

Then there’s the question of how welcoming rural San Luis Obispo County residents will be to two massive solar power plants in the neighborhood. Along with a 177-megawatt solar thermal power plant being built by Silicon Valley startup Ausra for PG&E in San Luis Obispo adjacent to the Topaz project, the county has become a solar hot spot. Ausra has run into some community opposition and state officials are growing concerned about the impact of the power plants on protected wildlife.

“The challenge is going to be the magnitude of these projects,” says Tisdale, the energy analyst. “Other projects are already facing opposition from the environmentalists.”

But for solar power companies like OptiSolar the impetus is to get big and get big fast. “I think it’s going to demonstrate that photovoltaics have the ability to be part of the energy mix,” says Goldstein of Topaz. “We can scale up and have a big impact. There’s not going to be a lot of room for niche players in the long run.”

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.732.392 von XDA am 15.08.08 00:57:45

siehe MB-Thread

[UWR_Kerl]

Aufgrund der kürzlich eingestellten Flut an interessanten Links kann ich nicht wiederstehen und muss etwas davon weiterverwenden.


Wer ist der eine?
und
wer ist der andere?

Click here: http://www.keepmyfile.com/image/43e7e82318635

Der Kerl kommt ja echt rum. Respekt.

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.731.841 von meinolf67 am 14.08.08 22:31:59

Hier noch ein Kommentar zu PG&E´s 800MW deal:

Are the economies of scale in PG&E’s 800 megawatt solar installation real?
Chris Morrison | August 15th, 2008

http://venturebeat.com/2008/08/15/are-the-economies-of-scale…

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.729.329 von meinolf67 am 14.08.08 17:33:00

Hierzu hat die LBBW in Ihrer Studie (die ich leider nicht im Orginal bekomme, wer helfen aknn, möge dies bitte tun) ebenfalls ne Grafik gemacht.

http://www.keepmyfile.com/image/3741702320829

Man darf nur nicht vergessen das hier die Marge/EBIT absolut eingezeichnet ist. Relativ gesehen bleibt wohl alles beim alten - so Pi mal Daumen.

[meinolf67]

Reuters
EE Times
(08/21/2008 4:52 PM EDT)

LOS ANGELES — Sempra Energy favors thin-film panels, such as those made by First Solar Inc., over rival solar technologies because they are less costly and faster to bring online, the head of the company's power generation business said.

Sempra, which recently announced it is building a 10-megawatt photovoltaic plant in Nevada with First Solar, is planning a 40-MW to 50-MW expansion of the plant next year that is also likely to use First Solar thin-film solar modules, Sempra Generation Chief Executive Michael Allman said in an interview Thursday.

"We happen to think, after doing quite a lot of research, that today First Solar's thin film is the best technology," Allman said. "Compared to, for example, concentrated solar thermal, it's easier to install ... and doesn't use any water and therefore is easier to permit.

Photovoltaic, or PV, panels transform light from the sun's rays into electricity, while solar thermal power plants use the sun to heat liquid that creates steam to power a turbine. First Solar's panels are cheaper to produce than conventional PV panels because they are not made from high-priced silicon. They are, however, less efficient at turning sunlight into energy.

"We're following everybody, but right now First Solar's in the lead," Allman said.

San Diego-based Sempra announced its first solar power plant, located near Boulder City, Nevada, last month, though the company said that is just the beginning of a wider effort to expand its renewables portfolio.

With California and other states requiring more electricity from renewable sources, Sempra sees strong demand for new solar and wind power projects so utilities can meet those states' aggressive goals, Allman said.

Beyond the Boulder City project, Sempra wants to add "as much as 300 to 400 MW of solar" generation to the land around its Mesquite gas-fired power plant outside Phoenix, he said. That project, which would not happen until 2010 or 2011, is also likely to be thin film.

"Our view right now is that it's likely to be thin-film PV," Allman said. "We see that as the least expensive today, and it has the opportunity to be reduced in cost in the future, but we haven't settled on that yet."

Industry watchers believe thin-film solar is poised to capture a big share of the U.S. power market as more utilities seek renewable energy at the lowest cost. First Solar, based in Tempe, Arizona, is the biggest thin-film solar company, and its cadmium telluride solar cells are far less expensive to produce than the silicon-based cells that dominate the market.

Solar thermal plants cost more to build and don't have photovoltaic solar's advantage of coming online one megawatt at a time, allowing the company to generate sales as it is built, Allman said.

"With a solar thermal plant it's a three-year construction cycle and you get nothing until you are done," he said, whereas at Boulder City, "we committed to begin construction about a month ago and we'll be completely done by the end of the year."

In addition to solar, Sempra is building its first wind farm in Mexico that could ultimately generate as much as 1,000 MW of electricity. The first phase of the project, about 150 to 175 MW, will be completed in 2011.

For future projects, Allman said, Sempra is looking at affordable land near existing transmission lines -- sites that are getting tougher to find.

"There is a bit of a land rush going on," Allman said. "We've seen a run-up in prices."

Of all the renewable energy technologies, solar and wind are Sempra's "two favorites," Allman said, though he added that the company is also looking at biogas and wave power.

[SLGramann]

Nimmt man das CO2-Thema ernst, hat Kohle in Zukunft ökonomisch kaum noch eine Chance bei der Stromerzeugung.


Datum: 26.08.2008
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heute im Bundestag - 26.08.2008
Erhebliche Risiken bei Kohlendioxid-Einlagerung

Bildung und Forschung/Bericht

Berlin: (hib/HLE) Die 40- bis 130-fache Menge des von deutschen Kraftwerken im Jahr ausgestoßenen Kohlendioxids könnte in Deutschland selbst unterirdisch eingelagert werden. Allerdings wären die Kosten für die Abtrennung des Gases und den Transport enorm, geht aus einem Bericht des Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung zum Thema Kohlendioxid-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken (16/9896) hervor. Es gebe noch einen erheblichen Bedarf an Forschung und Entwicklung, ehe das Verfahren reif zur großtechnischen Anwendung sei, heißt es in dem Bericht.

Es gibt bisher mehrere Möglichkeiten, Kohlendioxid bei der Energieproduktion in Kraftwerken abzutrennen. Allen Verfahren gemeinsam sei, "dass sie einen erheblichen Energieaufwand erfordern, der den Kraftwerkwirkungsgrad um bis zu 15 Prozentpunkte reduziert und einen zusätzlichen Brennstoffbedarf von bis zu 40 Prozent zur Folge hat", so der Bericht. Außerdem müsse das Kohlendioxid für den Transport zum Beispiel in Pipelines in einen "überkritischen Zustand" verdichtet werden. Der Energieverbrauch hierfür entspreche einem Verlust an Kraftwerkswirkungsgrad von zwei bis vier Prozentpunkten. Die Kosten für die Abscheidung des Gases werden auf 26 bis 37 Euro pro Tonne geschätzt. "Für Kohlekraftwerke bedeutet dies annähernd eine Verdoppelung der Stromgestehungskosten; für Erdgaskombikraftwerke eine Steigerung um 50 Prozent", so der Bericht.

Das Gas könne in entleerten Öl und Gasfeldern eingelagert werden. "Öl- und Gasreservoire haben den Vorteil, dass ihre dauerhafte Dichte über einen Zeitraum von Jahrmillionen nachgewiesen worden ist", so der Bericht. Die deutschen Kraftwerke stoßen zurzeit 350 Millionen Tonnen Kohlendioxid im Jahr aus. Die faktische nutzbare Kapazität der alten Öl- und Gasfelder dürfte aber erheblich niedriger sein als das theoretische Potenzial des 40- bis 130-Fachen der Emissionen.

Bei Transport und Lagerung bestehen aber erhebliche Risiken. Das Gas sei zwar nicht toxisch, könne aber ab Konzentrationen von 10 Vol.-Prozent zum Erstickungstod führen, heißt es zum Pipeline-Transport. Da Kohlendioxid schwerer sei als Luft, könne es sich bei einem Leck in einer Pipeline in Geländesenken sammeln und eine Gefahr für Lebewesen darstellen. Von Behörden in den USA sei dieses Risiko jedoch als gering bewertet worden. In North Dakota wird Kohlendioxid über eine 320 Kilometer lange Pipeline nach Kanada in ein Ölfeld gepresst, um dessen Produktivität zu verbessern und gleichzeitig Kohlendioxid abzulagern. Für die Lagerung in alten Öl- und Gasfeldern bestehe noch erheblicher Forschungsbedarf. So könne es Leckagen durch alte Bohrungen, die nicht immer bekannt seien, geben. Selbst bei größter Sorgfalt bei der Auswahl von Lagerstätten könnten Migrationspfade im Deckgestein existieren und dem eingelagerten Kohlendioxid einen direkten weg zurück an die Eroberfläche eröffnen. Eine Alternative zur unterirdischen Lagerung, die Speicherung in Ozeanen, "ist mit erheblichen Umweltauswirkungen und Risiken verbunden", heißt es in dem Bericht.


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Meine Vermutung ist, dass bei den oben gefetteten Kosten die höheren Baukosten eines "CO2-freien" Kraftwerks noch nicht mal enthalten sind. Diese dürften um gute 50% über den Standardbaukosten liegen. Solche zahlen habe ich zumindest kürzlich gelesen, als ich mich mit dem Thema Kohlevergasung beschäftigt habe.

Wenn die Politik einen wirtschaftlichen Anreiz für den Bau von CCS-Kraftwerken liefern will, muss sie die CO2-Zertifikat-Preise nach 2015 auf über 50 Euro die Tonne anheben und wahrscheinlich noch deutlich darüber hinaus gehen. Wir werden sehen...

[SLGramann]

Vor einiger Zeit habe ich ja mal darüber philosophiert, dass Öl so wertvoll ist, dass es klüger (meint billiger) wäre, Ölkraftwerke durch Solarkraftwerke zu ersetzen. Mit gewissem Recht ist dagegen eingewandt worden, dass eine Substitution dann doch eher mit Gas erfolgen würde. Mit nur "gewissem" Recht deshalb, weil das voraussetzte, dass bspw. die Saudis über vollkommen ausreichende Erdgasreserven verfügen wurde. Dies ist für Saudi-Arabien aber zumindest sehr fraglich, für viele Länder des Mittleren Ostens jedoch absolut unzutreffend. Will man sich nicht in ökonomische und politische Abhängigkeiten begeben, dann ist auch der Import von Gas keine Alternative.

Von all dem abgesehen, kann PV Öl auch dort ersetzen, wo es als Antriebsmittel verwendet wird. Das gilt sowohl für PKW, wo PV die Aufladung der Akkus künftiger Hybrid- oder Elektrofahrzeuge unterstützen (nicht übernehmen!) könnte, wenn man Zellen direkt in die Karosse integriert oder aber auch für... große Schiffe! Erstaunlich, oder?:

Japan's biggest shipping line Nippon Yusen KK and Nippon Oil Corp said solar panels capable of generating 40 kilowatts of electricity would be placed on top of a 60,000 tonne car carrier to be used by Toyota Motor Corp.

http://timesofindia.indiatimes.com/Pollution/Japan_firms_to_…

Ich bleibe bei meinem Fazit: Die Welt ist viel größer und bunter, als wir wissen.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.879.715 von SLGramann am 27.08.08 16:40:39

weil das voraussetzte, dass bspw. die Saudis über vollkommen ausreichende Erdgasreserven verfügen wurde. Dies ist für Saudi-Arabien aber zumindest sehr fraglich, für viele Länder des Mittleren Ostens jedoch absolut unzutreffend. Will man sich nicht in ökonomische und politische Abhängigkeiten begeben, dann ist auch der Import von Gas keine Alternative.

Sehr schöne Infografik. Kann man gut erkennen wo das meiste Erdöl herkommt, bzw. Erdgas und wer die größten Verbraucher sind. Achtung, man muß unter derzeitige Förderung und Reserven genauestens unterscheiden und nicht durcheinander werfen. Ist aber alles aus der Grafik und Tabellen ersichtlich.

http://www.20min.ch/interaktiv/erdoel_2008/start.html

Interessant finde ich das die USA auch relativ viel fördern, aber durch ihren immensen Verbrauch sich nicht selbstversorgen können und gehörig zukaufen müssen. Dadurch bluten die quasi aus und dürften wenn sie so weiter machen ihr ganzes Land bald an die Ölscheichs verkauft haben. So ähnlich wie sie es mal dem Roten Mann abgeluchst hatten. Späte Rache.

[meinolf67]

Nano"TALK" oder Nanosolar?:

Nanosolar Ups Funding to $1/2B; Partners Strategically for Solar Utility Power
August 27, 2008
By Martin Roscheisen, CEO

As part of a strategic $300 million equity financing, Nanosolar has added new capital and brought its total amount of funding to date to just below half a billion U.S. dollars.

Last December, we introduced the Nanosolar Utility Panel(TM) to enable solar utility power — i.e. giving utility-scale power producers the solar panel technology to build and operate cost efficient solar power plants.

The tremendous demand for our unique product was matched by the desire to support us in scaling its availability even more rapidly and ambitiously.

Today we are pleased to announce that we have received strategic backing by partners ideally suited to accelerate the implementation of this business — in the form of product supply agreements, strategic collaboration, and equity investments.

As part of the transaction, the boards of directors of AES Corporation (one of the world’s largest power companies), the Carlyle Group, EDF (the world’s largest electric utility), and Energy Capital Partners signed off on investments into Nanosolar through Riverstone Holdings, EDF Renewables, and simultaneously formed AES Solar. A fraction of the oversubscribed Nanosolar equity round also included financial investors such as Lone Pine Capital, the Skoll Foundation, and Pierre Omidyar’s fund as well as returning investors including GLG Partners, Beck Energy, and Conergy founding investor Grazia Equity. The transaction closed in March 2008.

The alliance for solar utility power is the outcome of a year long effort on behalf of our strategic partners examining the solar industry, investigating virtually every solar company on the planet, and conducting one of the most thorough due diligence efforts on our manufacturing operation, our scale-up capabilities, and our readiness for the level of cost efficiency demanded by solar utility power. We are honored to have been selected as the company of choice to partner with by such a distinguished and sophisticated group.

The new capital will allow us to accelerate production expansion for our 430MW San Jose factory and our 620MW Berlin factory. (Earlier, Nanosolar secured a 50% capex subsidy on its Germany based factory.)

[meinolf67]

28.08.2008 12:07
Saft, Conergy and Tenesol Launch SOLION, Europe's Largest Photovoltaic Energy Storage Development Project

PARIS, August 28 /PRNewswire-FirstCall/ -- Saft, (News) Conergy (News/Aktienkurs) and Tenesol have announced the launch of SOLION, a Franco-German project dedicated to the development of a new concept in energy conversion and storage for grid connected photovoltaic (PV) systems.

The objective of the SOLION partnership is to develop an integrated energy kit able to be produced on an industrial scale for decentralised on-grid, residential PV systems.

This project will introduce large lithium-ion batteries into PV systems on the largest scale ever tested in Europe. Lithium-ion technology is required in order to meet the need for 20 years' battery life in demanding environmental conditions.

The 75 systems will be deployed in Germany and France. These trials will validate the performance of the system, its economic viability, the added value of energy storage in an on-grid PV system and the benefits for stakeholders.

Storage will enable solar energy to be "time shifted" to periods of peak demand or when there is no sun in order to allow self consumption or grid support. Today, grid-connected PV systems, without energy storage, are directly fed in.

The project will demonstrate the major benefits of storing energy generated from PV to the environment and to all stakeholders.

SOLION has been recognised by the Eureka/Eurogia and Tenerrdis programmes, and is supported by the French Ministry of Economy Finance and Employment (DGE) and the German Ministry of Environment (BMU).

A German utility (E-ON), three German research institutes (ISEA, ISET&ZSW) and one French research institute (INES -CEA) are associated with this project.

About Saft

Saft (Euronext: Saft) is a world specialist in the design and manufacture of high technology batteries for industry. Saft batteries are used in high performance applications such as industrial infrastructure and processes, transportation, space and defense. Saft is the world's leading manufacturer of nickel-cadmium batteries for industrial applications and of primary lithium batteries for a wide range of end markets. The group is also the European leader for specialized advanced technologies for the defence and space industries. With approximately 3,900 employees worldwide, Saft is present in 18 countries. Its 15 manufacturing sites and extensive sales network enable the group to serve its customers worldwide.

For more information, visit Saft at About Tenesol

Tenesol, created in 1983 is one of the first PV system manufacturer and integrator in France. Since 1996 the Company has developed grid connected systems for residential, commercial and industrial segments. Since 2000 Tenesol has set up production units for PV modules. The company, today a joint-venture (50/50) of EDF and Total, is addressing markets worldwide mainly in grid connected applications but also for off grid in developing countries regarding professional applications and rural electrification.

For more information, visit Tenesol at

Example of residential PV system with energy storage

PV installations which have a permanent connection to the electricity grid are categorised as 'on-grid' applications. This is the most popular type of solar PV system for homes and businesses in the developed world. PV can be installed on top of a roof or integrated into the roofs and facades of houses, offices and public buildings. An inverter is used to convert the DC power produced to AC power for running normal electrical equipment.

Private houses are a major growth area for roof systems as well as for Building Integrated PV (BIPV). A typical 5 kWp panel in southern Germany delivers approximately 5,000 kWh/year - sufficient to supply nearly all the annual electricity needs of an energy conscious household.

Connection to the local electricity network allows any excess power produced to be sold at peak hours to the utility. Electricity is then imported from the network outside daylight hours.

The role of energy storage in an on-grid application is to store excess PV energy until it is needed. Effectively, energy storage will 'time-shift' PV energy produced during the day, peaking at noon, to make it available on demand. This will both maximise local consumption and enhance the efficiency of the PV system. Surplus energy can also be fed back into the grid, for which the owner of the PV system would be remunerated at a higher tariff.

Energy storage will also increase security of supply while making individual consumers less dependant on the grid. It will also help to boost the development of energy self-sufficient houses and buildings and contribute to the continuous growth of PV as part of the global energy mix.

The main benefit of on-grid energy storage for utilities is that it will reduce the peak load on their grid while at the same time making PV a source of predictable, dispatchable power that they can call on when needed. Reduced grid losses ie the energy lost by transporting power from a centralised generator to the point of use will result in some energy savings. Savings due to reduced consumption in PV powered households are anticipated to be 10 to 20 per cent

Rationale for on-grid energy storage Household

The change in emphasis for on-grid PV production has created an increasingly sound rationale for energy storage that maximises local consumption by time-shifting PV power from the peak production to the evening, when it is most needed.

Furthermore, the more of its own-produced power that the household uses, then the more independent it becomes from the grid and the more secure its supply. Energy storage will also enhance the efficiency of PV production and will play a role in improving power quality and power ability.

Any surplus energy can also be injected into the grid for which the household will be paid at a high tariff.

Utility

The utility will also benefit from its consumers having energy storage since this will reduce peak loads on the grid. It will also enable it to make use of PV as a predictable, dispatchable, form of power. The utility will be able to call on this stored energy at periods of high demand. Yet at periods of peak production and low demand, the utility will not have to accept the excess power, and this will avoid any potential overloads on the grid.

Socio-economic impacts

Energy storage could offer a number of socio-economic benefits. Mainly, it will help to stimulate the continuous growth of PV as part of the overall energy mix. It will also help to reduce grid losses and encourage reduced consumption in PV households.

[dicki31785]

Hi Meinolf sag mal hast du auch einen thread wo du polysilicon projekte sammelst...waere interessant zu sehen wieviel, und wann, poly online kommt...um ein bisschen besser supply u. demand nachvollziehen zu koennen...mfg CW

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.893.270 von dicki31785 am 28.08.08 15:55:27

Thread: Materialsammlung - Solar-SI-Projekte in aller Welt...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.895.660 von meinolf67 am 28.08.08 18:06:26

Übersicht über mein Postinguniversum in #7...

[dicki31785]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.895.680 von meinolf67 am 28.08.08 18:07:38

Ich danke...mfg CW

[meinolf67]

Rob Stone ist ein nachdenklicher, kluger Mann:

Thursday August 28, 4:13 pm ET
Analyst sees balanced market in '09 for solar companies, says pricing worries overstated

COLUMBUS, Ohio (AP) -- Shares of several solar power companies mostly rose with the broader market Thursday as a Cowen & Co. analyst set an "Outperform" rating for some companies in the sector and said worries about declining module average selling prices have been overstated.

ADVERTISEMENT
"We expect end market diversification, enhanced U.S. subsidies, rapid growth in Italy and France, and emergence of new regions such as the Middle East," Robert W. Stone said in a report issued Thursday.

Stone said he expects module average selling price declines of 10 percent to 15 percent in 2009 and that supply and demand for global photovoltaics should be balanced.

The report said demand is expected to grow from 6 gigawatts in 2008 to 14 gigawatts in 2010. Stone said he assumed an increased Democratic majority in Congress that will pass a multiyear investment tax credit with higher residential credits and utility participation. State programs also will become important.

"Lower prices and improved supply should drive German expansion and renewed Japanese growth. Italy appears close to grid parity, while Middle Eastern countries could deploy PV to preserve valuable hydrocarbons for export," he said.

[meinolf67]

So, die Q2-Runde ist vorbei.

Wie geht es weiter?

Meine Ausgangsthese vor knapp 3 Monaten war, daß die Produktion zu schnell steigt, als daß die Nachfrage hinterher käme, mithin ein gravierender Preisrutsch anstünde.

Der ist bisher nicht passiert und praktisch alle Firmen, die berichtet haben, sprechen von festen Märkten, und enormer Nachfrage.

Wenn ich die nach meiner persönlichen Einschätzung TOP-42 Produzenten von Zellen/Modulen zusammenzähle, dann komme ich auf ein Produktionsvolumen von knapp über 1,5GW für das Quartal April-Juni 2008; im entsprechenden Vorjahresquartal waren das noch knapp 0,9 GW, also eine Steigerung gut 70% binnen eines Jahres.

Aber wenn ich mir z.B. die heute berichteten Probleme von Solaria anschaue, die (angeblich) nur ein Drittel der vertraglich vereinbarten Volumina von Ihren Lieferanten Ja Solar, Gintech, E-Ton und Neo Solar Power erhalten haben, dann bleibt nur der Schluß: Es gibt viel zu wenig Material!

Zumindest bis jetzt.

Wenn ich meine Produktionszahlen (wieder die TOP-42; der letzte Name dort ist Evergreen, Marlboro) für Q1+Q2 zusammenzähle, dann lande ich bei 2,8 GW; die addierten Prognosen fürs ganze Jahr sind 6,8 GW - was nochmal ein Wachstum von 43% in H2 gegenüber H1-2008 bedeuten würde.

Wenn das Material also knapp ist, wohin sind die vorhandenen Module gegangen?

Nach Spanien und Deutschland; oder nach Deutschland und Spanien.

Wohin noch?

Sicher einiges in die Errichtung der vielen US-Projekte, die letztes Jahr verkündet wurden, aber erst jetzt gebaut. Geringe Mengen nach Italien, Frankreich, Griechenland, ...
Sicher auch Einiges nach Japan und Korea (dahin evtl. sogar eine ganze Menge).

Meine Schätzung für den Absatz 2008 beträgt aktuell gut 4 GW. Die Differenz zu den 6,8 ist nicht so groß, wie sie auf den ersten Blick scheint, weil zwischen Zelle und Modul einige Prozente verloren gehen, und in der Supply-Chain automatisch gewisse Verzögerungen stecken: Bis eine Q-Cells Zelle tatsächlich in einem Solon-Modul von Phoenix in Spanien verbaut ist, dürfte es schon einige Wochen dauern....

Trotzdem kann ich eigentlich nur annehmen, daß meine Schätzungen für D mit 1,6GW und ESP mit 1,2GW zu niedrig liegen, wenn ich von einer Absorption der 08er Produktion ausgehe.

Und jetzt wird's spannend:

2009

Dieselben TOP42 schätze ich auf einen Q1-09 Output von 2,1GW (da steckt NICHTS von den 100+ Dünnschichtprojekten weltweit drin, außer FSLR und ENER, sowie 32 MW insgesamt von ErSol, MoserBaer, Kaneka und Würth). Meine Jahresprognose für diese Firmen ist aktuell 10,9 GW, ein Wachstum von 60%.


Wohin wird diese Menge gehen?

Spanien wird sinken (sehr sehr wahrscheinlich zumindest);

Deutschland steigen (wieviel? 100%? mehr? weniger?);

die USA sind eine echte Wildcard; alles hängt von der Verlängerung des ITC ab; möglich sind weniger als die 400MW, die ich für dieses Jahr schätze oder auch 1GW;

Italien wird von Suntech ">1GW" zugetraut;

Japan soll eine neue Incentive-Regelung (wieder)einführen

Süd-Korea soll seine Regelungen verschlechtern; ein bißchen wie Spanien auf asiatisch;

Griechenland, Frankreich, Tschechien, Israel, Belgien, Portugal, Kanada,... sind alles hoffnungsvolle Länder, aber dürften vom Volumen her MINDESTENS eine Kategorie niedriger sein, als die bisher erwähnten Länder....



Anders ausgedrückt:
wir haben in 2008 ein Spanien und ein Deutschland, die in einer Liga spielen dürften und zusammen für 75% der Weltnachfrage stehen.

Dann kommen USA, Japan, Italien, Südkorea mit zusammen vielleicht 20%.

Und der Rest ist Rundungsfehler.

In 2009 kommt ein Output in der Größe Spanien+Deutschland dazu, aber Spanien implodiert.

WENN
-Deutschland sich verdoppelt
-Italien so groß wie Spanien dieses Jahr wird
-USA so groß wie Spanien dieses Jahr wird
DANN werden Module weiter knapp bleiben

ABER wenn auch nur eine dieser Bedingungen nicht eintritt, und nicht irgendwo sonst ein Wunder geschieht (in Frage dafür kämen zuerst: Frankreich, Griechenland, MiddleEast, Japan), dann werden sehr viele Module nach Deutschland als einzigem komplett ungecappten Markt drängen.

ODER: die Produktion steigt WESENTLICH langsamer als gedacht...



Kritik und Widerlegungen sind highly welcome.

Was denkt Ihr?


Links zu meinen Dateien folgen gleich.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.900.544 von meinolf67 am 29.08.08 01:37:26

Nachfrage-Schätzungen: http://www.humyo.com/F/4805845-185037257

Produtkionsschätzungen: http://www.humyo.com/F/4805845-185037375

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.483.897 von SLGramann am 10.07.08 21:11:58

Japan hat die Voraussetzungen, ein GW-Markt zu werden (vor allem die Infrastruktur). Aber die Preise für Elektrizität sind möglicherweise bei weitem nicht so hoch, wie manche denken. Deshalb geht das wahrscheinlich nur mit viel niedrigeren Modul-Preisen.

Ich bin irgendwie nicht in der Lage, wirklich gute Quellen zu finden, aber es scheint so auf 13 Cent / kWh für den Endverbraucher hinaus zu laufen. Zumindest ein kleines Stück bin ich also weiter gekommen.


In der PI 8/2008 werden für Japan aktuelle residential electricity rates von 23 Yen / kWh genannt, die nächstes Jahr auf ca. 25 Yen steigen sollen. Das sind also 14,3 bzw. 15,6 Euro-Cent / kWh. So schlecht lag ich nicht, mit meinen 13 Cent. Wenn man sich eine Strahlungskarte anssieht, möchte man für Südjapan bis zu 1.300 kWh / kWp für möglich halten.

(In dem Artikel geht es aber eigentlich vor allem darum, dass in Japan die PV in Zukunft möglicherweise wieder gefördert werden könnte.)

[SLGramann]

Und das kostet ein "ehrliches" Kohlekraftwerk, das heißt, eines mit CO2-Abtrennung: 4.400 Euro / kW Nominalleistung.

(Und man darf wohl erwarten, dass die Baukosten am Ende höher gewesen sein werden, als heute geplant - eben der typische Mist bei Großprojekten, deren Komplexität Manager und Ingenieure in ihrer Hybris und infantilen Großtechnikverliebtheit immer wieder systematisch unterschätzen.)



29.08.2008 11:12
RWE will Kohlekraftwerk mit CO2-Abtrennung in Hürth bauen

HAMM (Dow Jones)--Die RWE AG will ein Braunkohlekraftwerk mit CO2-Abtrennung in Hürth bei Köln errichten. Diese Standortentscheidung gab der Vorstandsvorsitzende Jürgen Großmann am Freitag in Hamm bekannt. Die geplante Anlage wird nach seinen Worten eine Leistung von 450 Megawatt (MW) erhalten und soll bis Ende 2014 fertiggestellt sein.

RWE will den Angaben zufolge in Schleswig-Holstein eine Speicherstätte für das CO2 aus dem Kraftwerk errichten. Vom Kraftwerk in Hürth soll eine Pipeline dorthin gebaut werden. Das Kraftwerk, die Pipeline und der Speicher werden insgesamt rund 2 Mrd EUR kosten. RWE hat hierfür bereits Investitionen von 1 Mrd EUR genehmigt.

Der Vorstandsvorsitzende der Kraftwerkstochter RWE Power AG, Johannes Lambertz, erklärte, das Kraftwerksprojekt sei auch für weitere Partner offen.
Webseite: http://www.rwe.com

DJG/hei/mmr/jhe

(END) Dow Jones Newswires

August 29, 2008 05:12 ET (09:12 GMT)


----------------

Auch die laufenden Betriebskosten dürften natürlich die einer herkömmlichen Giftschleuder übersteigen.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.900.544 von meinolf67 am 29.08.08 01:37:26

Meinolf, erst mal danke für Deine enorme Fleißarbeit hinsichtlich der "supply-Liste"! Wenn ich es richtig sehe, überzeichnet die Liste das Produktionsvolumen aber ein wenig und zwar dort, wo Modulproduzenten im Spiel sind. Beispiel Suntech: Die angegebene Kapazität bezieht sich m.E. auf die Module, die aber nicht vollständig aus eigenen Zellen gefertigt werden, sondern auch aus Zellen andere Unternehmen der Liste, was zu Doppelbuchungen führt. Sehe ich das richtig? Wie hoch schätzt Du die Abweichung? Betroffen sind m.E. zumindest Suntech und Canadian.

Zum Grundsätzlichen: Zu den heutigen Stromgestehungskosten gibt es für PV so gut wie nirgends einen unsubventionierten Markt. Ich denke, dass die Preise so lange hoch bleiben, wie die Produktionsmenge die Menge der Subventionen nicht sprengt. Übersteigt sie diese aber irgendwann - vielleicht in 2009, wahrscheinlich aber erst in 2010 oder gar 2011 - wird der Preiscrash für diese Überschussmenge sehr plötzlich und sehr brutal sein.

Ich sehe das also als ziemliches schwarz-weiß-Szenario: Solange die "Weltproduktion" in Dollar von der "PV-Weltsubventionskapazität" in Dollar gedeckt ist, bleiben die Preise hoch. Sobald die Produktion die Subventionskapazität überschreitet, gibt es für die Überschussmenge ganz plötzlich nur noch den realen Markt, der Systempreise von vielleicht 2.000 bis maximal 3.000 Euro / kWp erlaubt.

Sobald diese "Überschussmenge" entsteht, zieht deren Preiscrash natürlich den Gesamtmarkt runter, weil dann auch die langfristigen Abnahmeverträge mit etwas Zeitverzug unter Druck kommen.

Man müsste also neben der "Weltproduktion" vor allem auch die "PV-Weltsubventionskapazität" definieren können. Das ist aber schlicht unmöglich. Derzeit ist diese Kapazität schon aufgrund des deutschen EEG theoretisch unendlich groß. Doch das wird nicht so bleiben (können).

Ich bleibe bei meiner Prognose: 2010 wird das EEG bezüglich der PV in Deutschland pulverisiert werden. Es wird m.E. eine drastische Vergütungskürzung und/oder einen Deckel im Bereich von ca. 2 GW geben.

Fazit: 2009 wird es tatsächlich keinen Preiscrash geben, denn viele Märkte werden zum ersten Mal richtig Volumen bekommen (Frankreich, Italien, Griechenland usw.) und Deutschland saugt alles auf, was anders nicht unterkommt.

2010 wird Deutschland vermutlich mit Modulen erschlagen und (spätestens) nach der Bundestagswahl wird das EEG angepasst.

2011 ist das Jahr der Wahrheit - wer dann immer noch auf Subventionen angewiesen ist, ist tot. Das heißt, ein Modulproduzent muss sein Zeug für ca. einen Dollar verkaufen können. Wer das nicht schafft, ist raus.

Auf der anderen Seite ist aber das Potential für die, die das schaffen, exorbitant groß!
2009 wird Deutschland

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.911.030 von SLGramann am 29.08.08 21:43:06

Klarstellung: Die Bundestagswahl ist vermutlich Ende September / Anfang Oktober 2009. Bis die neue Regierung wirklich steht und die Gesetzgebungsmaschine anläuft, haben wir Ende 2009 / Anfang 2010. Der Eingriff ins EEG wird daher voraussichtlich - je nach politischer Ausrichtung der neuen Regierung - früher oder später in 2010 erfolgen. Bei schwarz-gelb rechne ich mit einer Novelle spätestens zum 01.06.2010, im Extremfall schon zum 01.01.2010, bei einer großen Koaltition vielleicht erst zum 01.01.2011. (Eine andere Regierungskoaltion halte ich (leider) für Traumtänzerei.)

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.911.030 von SLGramann am 29.08.08 21:43:06

gibt es für die Überschussmenge ganz plötzlich nur noch den realen Markt, der Systempreise von vielleicht 2.000 bis maximal 3.000 Euro / kWp erlaubt.


Noch eine letzte Klarstellung:

So hohe Systempreise beziehen sich auf die Grid-Parity beim Endkunden. Ich sehe Italien als den Markt, der zuerst die Grid-Parity erreichen wird, weil sehr hohe Strompreise mit guter Einstrahlungsleistung zusammentreffen. Indes wird dieser unsubventionierte Privatkundenmarkt zu den o.g. Systempreisen immer noch relativ klein bleiben. Große Mengen lassen sich nur über Großkraftwerks-Projekte absetzen. Die Systempreise dafür müssen wohl nochmals deutlich niedriger sein - selbst auf Sizilien vermutlich nicht mehr als 1.500 bis max. 2.000 Euro / kWp.

[cmeise]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.900.548 von meinolf67 am 29.08.08 01:41:07

Danke für die Listen, sehr informativ!

Wie kommst Du denn zB auf Schätzungen für Australien? Da könnte ich mir jetzt auch höheren Bedarf vorstellen: Seit Mai gibt es dort ein Förderprogramm für Privathaushalte (8.000A$) - aber nur für solche die max. ein Jahreshaushaltseinkommen von 100.000 A$ haben. Erst war die Branche sehr empört - aber es stellte sich heraus, dass innerhalb von 2 Monaten 5000 Anträge eingingen, soviel Nachfrage wie vorher im ganzen Jahr. Hier zieht man offenbar früh Schlüsse aus dem EEG. Daneben gibt es ein Programm, dass alle Schulen im Wert von 50 k A$ mit einer Anlage ausstattet, zuätzlich liest man gelegentlich von kommunalen Projekten, bei denen sich kleine, reiche Bergbaustädte eine Anlage auf die Wiese stellen.
Wieviel das am Ende in MW ausmacht, weiss ich nicht, aber es ist in jedem Fall Dynamik entstanden. Händler/Installateur Solco bezieht seine Module normalerweise von Sharp - aber die konnten nicht genug liefern, deswegen nimmt man jetzt auch welche von Solarfun.

[SLGramann]

Nicht das ich denke, dass das merkbare ökonomische Wirkungen hat, aber es passt zu meinem "die Welt ist bunt". Und außerdem denke ich, dass die Amish in vielerlei Hinsicht sehr kluge Menschen sind.
(Am Sonntag darf so ein Beitrag ja mal sein, oder?)

GRABILL, Ind. - Northeastern Indiana's large Amish community is starting to embrace wind and solar energy to power their homes' lights, refrigerators and other equipment.

http://www.chicagotribune.com/news/chi-ap-in-amish-windpower…

[dicki31785]

AP
Wind, solar energy built on temporary tax breaks
Sunday August 31, 9:52 am ET
By Jim Abrams, Associated Press Writer
Wind, solar industries immediate future hinges on lawmakers' extending tax breaks

WASHINGTON (AP) -- Congress is putting the short-term future of renewable energy companies in jeopardy even as the presidential candidates and most lawmakers hail windmills, solar panels and biofuels as long-term solutions to high gasoline prices and global warming.

Some $500 million in investment and production tax credits will expire Dec. 31 unless Congress renews them. Without that help, solar and wind power companies say they will reverse planned expansions and, in many cases, cut payrolls and capital investment.

Schott Solar has visions of quadrupling its operation in Albuquerque, N.M., to reach 1,500 jobs and $500 million in investment. But the investment tax credit, company spokesman Brian Lynch said, is what makes solar power cost-competitive. Without it, expansion plans must be reconsidered.

"We don't want to build a giant factory that the market doesn't need or want," Lynch said.

The Solar Energy Industries Association says some 20 utility-scale solar power plants, many in California and together capable of producing power for a million homes, are at risk because of the uncertainty in Congress.

Proponents of wind power, a nascent industry that relies on skittish investors, are in a similar predicament. Greg Wetstone of the American Wind Energy Association says his group is predicting a loss of 76,000 jobs and $11.4 billion in investment if Congress allows its production tax credit to expire.

"Investors like to know what tax policies apply when they are putting millions of dollars down on a project. There's a pretty clear history that these projects are less likely to go forward without a credit," he said.

Congress let the credit expire in 2000, 2002 and 2004. In those three years, wind capacity installation dropped 93 percent, 73 percent and 77 percent, respectively, from the previous year.

Navigant Consulting, which advises on renewable energy technology, estimated that investments in wind and solar power in 2009 would amount to $26.6 billion with the credits; that would fall to $7 billion without them.

The credits are expected to total $334 million, according to congressional estimates.

"These companies are shutting down projects, firing people and it's Congress's fault," said Sen. Jeff Bingaman, D-N.M., chairman of the Senate Energy and Natural Resources Committee.

Investment tax credits, available to homeowners and businesses that invest in solar power equipment, and the production tax credit, based on kilowatt hours of energy produced by wind, geothermal, biomass and other renewables, are only two of dozens of temporary tax breaks that die out after a year or two if Congress does not revive them.

This year Congress is considering tax-extenders worth more than $50 billion over the next decade. The production tax credit would cost $7 billion and two solar investment credits would cost $2.7 billion over 10 years.

In addition to breaks for renewable energy and energy conservation, several dozen other tax breaks are targeted to businesses and individuals. They include people paying state and local sales taxes; parents with higher education tuition costs; and teachers with out-of-pocket expenses.

Almost all the provisions are popular. But Senate Republicans have blocked consideration of tax-extender plans by Senate Finance Committee Chairman Max Baucus, D-Mont. GOP lawmakers are protesting efforts to offset the costs with other taxes or other items attached to the proposals. In the House, conservative Democrats promise to block any extension that adds to the deficit.

That's nothing new.

In 2006, Congress did not come together on a tax-extender deal until December, forcing the Internal Revenue Service to delay processing returns claiming several of the tax breaks. In 2007 Congress never agreed on extenders and again waited until December, causing more IRS disruption, to settle another annual tax crisis, the alternative minimum tax.

That tax was, enacted 40 years ago, was supposed to keep a tiny number of very rich people from avoiding taxes. But it never was adjusted for inflation and now reaches into the pockets of 4 million people, mainly upper middle-income. Millions more are threatened every year until Congress steps in, usually at the last possible moment. The Baucus bill has provisions to keep those affected by the tax from growing to 25 million, at a cost of $61 billion over the next decade.

"A big part of the problem is uncertainty," said Marie Lee, a tax analyst with the American Electronics Association. "Our companies are getting tired of this game."

The biggest concern for high-tech companies and manufacturers is the research and development credit, which expired at the end of last year. Some 17,700 corporations claimed $6.6 billion in credits in 2005, according to a recent study by Ernst & Young LLP. About 70 percent of that went to pay wages of scientists and engineers.

The credit has been allowed to expire 13 times since it was adopted in 1981. One repercussion, said Monica McGuire, executive secretary of the R&D Credit Coalition, is that more companies are taking their research dollars overseas.

"It's a global race for R&D dollars," she said, and the odds are not good when at least 20 developed nations offer tax incentives and the United States currently has nothing.

Putting expiration dates on tax breaks is a useful budget gimmick for lawmakers seeking to mask the growing federal budget deficit.

Because they are set to expire at a certain date by law, they do not count as revenue losses after that date even though most people assume Congress eventually will act to extend them. The Bush tax cuts of 2001 and 2003 are the biggest extenders of all in this respect. Trillions of dollars will be added to the federal debt if Congress chooses to make them permanent after they are set to expire in 2010.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.915.438 von cmeise am 30.08.08 08:32:01

suche mir aus den verschiedensten Studien (IEA-PVPS, EPIA, Sarasin, LBBW, PV-Barometer, etc.) Zahlen zusammen; im Falle Australien war es glaube ich die IEA-Studie.

Für folgende Jahre schätze ich nach Gefühl und Wellenschlag.


Insbesondere bei den Mikromärkten ist es pure Spekulation.

Soweit ich mich erinnere, sind die neuen Regelungen in AUS auf jeden Fall gecappt; insoweit erwarte ich mir wenig.

Interessant ist, daß dort ein sehr großer Anteil der Installationen off-grid ist.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.911.030 von SLGramann am 29.08.08 21:43:06

Hi SLG,

habe am Wochenende mal wieder meinen "reality-check" mit Freunden gemacht, die von PV so gut wie gar nichts kennen:

Erzähle immer von der grundsätzlichen EEG-Struktur, dem umgefähren jährlich hinzukommenden Vergütungsvolumen je GW und den denkbaren Bandbreiten für die Zubaumenge, sowie den daraus hochgerechneten "Solarschulden".

Dann frage ich, an welchem Pnukt sich meine Gesprächspartner ein Kippen aufgrund von zu großen Summen vorstellen kann.

Gestern kam als Antwort nur:
solange das Geld nicht aus dem Haushalt kommt UND nicht ein Typ wie Lafontaine daraus ein Reißerwahlkampfthema nach dem Motto "Rentner erfriert wegen EEG-Umlage" macht, muß vielleicht gar nichts kippen.

Bin aktuell wieder ehrr geneigt, für nächstes Jahr noch knappe Module zu erwarten, weil die Produktion vielleicht doch nicht so schnell steigt. In dem Zusammenhang ist vielleicht ein Blick auf den Q2-Bericht von Solaria Energia in Spanien interessant: sie geben an, in Q2 von kontrahierten Mengen von E-Ton, Gintech, NSP und JASO nur ein DRITTEL erhalten zu haben. Den Rest scheinen die Lieferanten auf dem Spotmarkt vertickert zu haben und Solaria sagen sie: "verklag' uns doch". Als ZellPREIS werden 2,90 kolportiert -das wäre obszön!


Grundsätzlich bin ich aber 100% einverstanden mit Deinem Bild von der "PV-Weltsubventionskapazität".

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.911.030 von SLGramann am 29.08.08 21:43:06

Zu den Doppelzählungen:

ja die gibt es; allerdings würde ich bei Suntech eher weniger erwarten

aber bei Canadian oder Solarfun kann ich mir gut vorstellen, daß auch Q-Cells Zellen verbaut werden.

Der größere Effekt ist aber, daß man Zellen mit einem Faktor multiplizieren muss, um den MW-Wert mit Modulen vergleichbar zu machen: Bruch, Wirkungsgradverlust durch Glas, etc.

Dieser Effekt nimmt aber ab, weil die relative Bedeutung der reinen Zellhersteller schwindet: Q-Cells, Motech, Jaso, Sunergy

Ansonsten ist meine These, daß ich zwar einen Meßfehler habe, aber solange ich immer den gleichen mache, trotzddem zumindest auf Trends schließen darf.

Und es ist hundertfach leichter, Q-Cells&Co. zu tracken als deren Kunden.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.911.030 von SLGramann am 29.08.08 21:43:06

letzter Punkt zur Subventionskapazität

in der neuen PI steht ein interessanter Vorschlag für ein Vergütungssystem:

keine konstante Vergütung, sondern eine progressive Staffel; Idee dahinter ist, daß wenn auch der Preis konventionellen Stroms steigt, eine Struktur gefunden werden könnte, bei der man jetzt schon in der Nähe des normalen Strompreises vergüten und dauerhaft dort bleiben könnte...

finde ich bedenkenswerte Idee, obwohl die Umsetzung sicher schwierig sein dürfte

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.931.440 von meinolf67 am 01.09.08 10:05:20

Bin aktuell wieder ehrr geneigt, für nächstes Jahr noch knappe Module zu erwarten


Zustimmung. 2009 wird wohl noch mal ganz gut über die Bühne gehen und einem Unternehmen wie Suntech voraussichtlich sogar steigende Margen erlauben.

Ich gehe aber weiterhin davon aus, dass der deutsche Markt kippen muss, wenn die Installationszahlen jedes vernünftige Maß sprengen. Nehmen wir mal Windkraft als Vergleich. Da lag der höchste jemals erreichte jährliche Zubau in Deutschland bei um die 3 bis 4 GW (ist jetzt aus der Hüfte, keine Lust zum Nachschauen). Nur waren bei Wind die Differenzkosten niemals auch nur annährend so hoch, wie bei PV. Ein Installationsvolumen von 5 GW und mehr pro Jahr an PV ist nicht nur ökonomisch, sondern auch energiepolitisch die alleräußerste Grenze des Vertretbaren (die Erzeugung von Strom ist ja kein Selbstzweck und Deutschland produziert eh schon zu viele Gigawattstunden).

Es gibt dann noch ein sehr spezifisches, politisches Risiko: Die CDU hat derzeit ein objektives Interesse an Neuwahlen. Denn die SPD steht so schlecht da, wie noch nie. Es wäre sinnvoll, das auszunutzen. Es fehlt nur der Anlass, die Regierung platzen zu lassen, ohne dass es nach Sabotage aussieht. Der politische Amoklauf der SPD in Hessen könnte aber als Vorwand genutzt werden, um die Koaltion platzen zu lassen. Ich halte die Wahrscheinlichkeit nicht für sehr hoch, aber dieses Risiko ist definitv da. Erste Vorstöße in diese Richtung gibt es bereits.

Deutschland trägt nach wie vor 40 bis 50% des Gesamtmarktes und es macht überhaupt nicht den Anschein, dass sich daran etwas ändert, solange es hier keinen Cap gibt. Ich denke folgendes: Eine Regierung mit SPD-Beteiligung wird bis zu 5 GW in Deutschland hinnehmen (also Weltmarkt zwischen 10 und 15 GW) - dann muss wohl Schluss sein (Deckel und/oder massive Tarifsenkung).
Eine CDU/FDP-Regierung wird bei maximal 2 GW einen Deckel setzen (also sofort) und den Einspeisetarif um mindestens 30% kürzen.

Sobald in Deutschland mit dem ungedeckelten Zubau Schluss gemacht wird, fallen die Preise für Module weltweit auf oder unter "das" Grid-Parity-Niveau, das zunächst durch Italien und Kalifornien bestimmt werden wird.

Ich bin überzeugt, dass der Markt spätestens 2011 im großen und ganzen ohne Subventionen klar kommen muss.

[burnaby]

Auf dem Weg zur Gigawatt-Fabrik.

Gegenwärtig hat der größte Teil der Photovoltaik-Produktionsstätten eine Jahreskapazität von weniger als 25 Megawatt. Solche herkömmlichen Fabriken einfach zu vervielfachen scheint beim Wettlauf zur Grid Parity nicht ausreichend, um kontinuierliche Kostensenkungen zu erreichen. Voll integrierte und hoch automatisierte Fabriken werden nötig sein, und der Ausbau einzelner Fabriken bis hin zur Gigawatt-Größenordnung ist eine kluge strategische Entscheidung, sowohl für die Hersteller herkömmlicher Zellen auf der Basis von Silizium als auch für die neuen Dünnschicht-Produzenten.

Denke das die Aussage,der grösste Teil der PV Produktionsstätten 25MW Jahreskapazität nicht überschreitet, nicht mehr zutrifft...trotzdem interessante Zahlen,die dort genannt werden.

http://www.solarserver.de/solarmagazin/index.html

[dicki31785]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.934.579 von burnaby am 01.09.08 16:08:41

sehr interssanter artikel es stellt sich nur die frage wer das geld fuer solch eine GW fabrik haben soll....mfg CW

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.934.630 von dicki31785 am 01.09.08 16:15:23

REC baut gerade eine in Singapur

Sunpower arbeitet an einer auf den Philippinen

Q-Cells erreichtet etwas in der Größenordnung in Malaysia

Suntech hat es (allerdings mit dem patchwork-Ansatz) bereits stehen

Sharp plant eine GW-a-SI Fabrik

Showa Shell eine GW-CIGS Fabrik


und ich bin mir 1000% sicher, daß das nur die Spitze des Eisbergs ist...

[dicki31785]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.934.777 von meinolf67 am 01.09.08 16:29:25

Du meinst aber schritt fuer schritt mit einem potenzial von einem GW o.?

[dicki31785]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.934.845 von dicki31785 am 01.09.08 16:36:35

offensichtlich jaaber sag mal meinolf koenntest du mir was zum ausblick von 5N Plus sagen, habe dazu nichts gefunden und da ihr letztes Q Q4 war sollte man doch eigentlich was finden koennen, im anderen thread waere sehr nett mfg CW

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.934.777 von meinolf67 am 01.09.08 16:29:25

Hast Solarworld in Freiberg vergessen!

[burnaby]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.934.777 von meinolf67 am 01.09.08 16:29:25

LDK Solar's 1.0 GW production capacity is in line with the company's publicly announced plans to reach a target annualized wafer production capacity of up to 1.2 GW by the end of 2008, 2.2 GW by the end of 2009 and 3.2 GW by the end of 2010.

Denke was Grösse in der PV Industrie angeht,stellt LDK mit seinen Plänen alles bisher dagewesende in den Schatten.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.935.208 von burnaby am 01.09.08 17:13:56

schon richtig, aber nicht integriert, sondern nur der Schritt Wafer

[burnaby]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.935.552 von meinolf67 am 01.09.08 17:38:03

bin mir dessen bewusst,wollte damit auch nur zum Ausdruck bringen,in welche Dimensionen die Solarindustrie hineinwächst.

[burnaby]

Greenpeace/EPIA-Report: Solarenergie kann bis 2030 mehr als vier Milliarden Menschen mit Strom versorgen


Solar Generation V – 2008

Solarstrom kann bis zum Jahr 2030 einen großen Teil des Energiebedarfs von mehr als zwei Dritteln der Weltbevölkerung decken – einschließlich der Menschen in abgelegenen Gebieten ohne Netzanschluss. Das ist das wesentliche Ergebnis der Studie "Solar Generation", die Greenpeace und der europäische Photovoltaik-Industrieverband EPIA am 01.09.2008 präsentierten. "Die Photovoltaik hat das Potenzial, Energie für mehr als vier Milliarden Menschen zu liefern, wenn entsprechende politische Rahmenbedingungen geschaffen werden", sagte EPIA-Präsident Ernesto Macias bei der Vorstellung der Studie auf der 23rd European Photovoltaics Solar Energy Conference in Valencia (PVSEC). Die Studie "Solar Generation", die mittlerweile in der fünften Auflage vorliegt, bestätigt das beeindruckende Wachstum der Solarenergie-Branche und zeigt deren Potenzial zur weltweiten Energieversorgung.

1.800 Gigawatt (GW) Photovoltaik-Leistung im Jahr 2030 möglich

Im Jahr 2030 werden demnach weltweit mehr als 1.800 Gigawatt (GW) Photovoltaik-Leistung installiert sein, erwarten die Autoren der Studie. Das entspräche einer Solarstromproduktion von jährlich rund 2.600 Terawattstunden beziehungsweise 14 % des globalen Energiebedarfs. Mit dem Solarstrom könnten mehr als 1,3 Milliarden Menschen in den Industrienationen versorgt werden und mehr als drei Milliarden Menschen in abgelegenen Regionen der Schwellen- und Entwicklungsländer, die keinen Zugang zum Stromnetz haben.


Photovoltaik kann bis zu 1,6 Milliarden CO2-Emissionen vermeiden

"Solarstrom kann im Jahr 2030 bis zu 1,6 Milliarden CO2-Emissionen vermeiden, was dem Ausstoß von 450 Kohlekraftwerken entspricht", rechnet Sven Teske vor, Greenpeace-Energieexperte und Mitautor der Studie. "Um den Klimawandel zu bekämpfen ist eine Revolution der Energieversorgung und auch beim Energieverbrauch erforderlich - Solarenergie ist ein wichtiger Teil der Lösung", ergänzt Teske.


Bis 2030 fast zehn Millionen Solar-Arbeitsplätze weltweit

Das "Solar Generation"-Szenario zeigt auch, wie mit Solarstrom Arbeitsplätze geschaffen werden können. Gegenwärtig arbeiten bereits rund 120.000 Beschäftigte in diesem Industriebereich. Die meisten Jobs, einschließlich Montage, Wartung und Verkauf werden vor Ort geschaffen und bringen die lokale Wirtschaft in Schwung. Im Jahr 2020 könnten bereits mehr als zwei Millionen Menschen in der Photovoltaik-Wirtschaft arbeiten; bis 2030 rechnet die Studie mit fast zehn Millionen Beschäftigten weltweit.


Einspeisetarife für Solarstrom sorgen für Investitionssicherheit

Heute profitiert der größte Teil der installierten Photovoltaik-Anlagen von angemessenen und durchdachten Förderprogrammen, speziell in Form von Einspeisetarifen für Solarstrom. Das gewährleistet faire Entgelte für die Investoren und belohnt die Anstrengungen für eine saubere Energieversorgung. Die Solarenergie wird wirtschaftlich immer bedeutender und um das Jahr 2015 in Südeuropa sowie gegen 2020 in fast ganz Europa wettbewerbsfähig sein.

Von der künftigen EU-Richtlinie zu den erneuerbaren Energien wird erwartet, dass sie die gegenwärtigen Rahmenbedingungen noch verbessert und die Schaffung von Einspeisetarifsystemen in ganz Europa erleichtert. "Es liegt nun in der Hand der politischen Entscheidungsträger in Europa, die Gelegenheit zu nutzen, welche die neue Richtlinie bietet, und Europas führende Rolle bei der Nutzung der Erneuerbaren zu demonstrieren", fasst Macias zusammen.

Die Studie kann heruntergeladen werden unter www.epia.org

[meinolf67]

klingt ein bißchen nach Verzweiflung:


ASIF President Javier Anta presses Spanish government to act
02 September 2008 | Market Watch: News


With 600MW of photovoltaic energy installed in Spain at the end of 2007, and approximately 26,000 people employed in the Spanish PV industry, according to the Spanish Photovoltaic Industry Association (ASIF), without a better than expected new feed-in tariff, the PV industry in the country could face dramatic change, according to ASIF President Javier Anta.

“The present draft of the new regulation is too drastic and not acceptable for the industry”, said Anta during the EU PVSEC´s press conference on September 1st. “Solutions exist to orderly walk firmly the future, and it is expected that the government will take one of them to avoid the debacle of the PV industry in Spain in 2009. But there is not much time because the Spanish industry has already been notably affected. The improvement of the present draft is an urgent must.”

The Regional Minister of Infrastructures and Transport Mario Flores Lanuza, of the Valencian government, had officially opened the the 23rd European Photovoltaic Solar Energy Conference & Exhibition (EU PV SEC), in Valencia, Spain on Monday.

Hans-Josef Fell, member of the German Parliament, added that “the challenge for Spain is to ensure that in the coming months and years reliable legal conditions are finally created for investors.” He appealed to the Spanish government “to put an end to the current problematic stop-and-go situation, not to introduce an upper limit for annual investments and instead to introduce a flexible degressive scale geared to changes in the market.”

[meinolf67]

SunEdison hat sich mit den jüngsten Verträgen (ESLR, Q-Cells,...) ganz schön was vorgenommen.

War ben mal auf deren Webseite, wo sie schön die gesamheit ihrer Installationen aufzählen:

62 MW

vor einem Jahr (19.9.08) waren das auch schön über 30MW

=> gut 30 MW im Jahr

Da müssen sie für die USA schon ganz schön optimistisch sein.

[meinolf67]

...das sind die Jungs, die Solaria hängengelassen haben:

E-ton: Solar-cell bookings to exceed capacity in 2009


Latest news
Nuying Huang, Taipei; Esther Lam, DIGITIMES [Wednesday 3 September 2008]

Citing bookings at an ongoing solar energy show in Spain, Chi-Yao Tsai, general manager of E-ton Solar Tech, highlighted that the amount has already exceed the planned capacity for 2009.

At the Solar Energy Conference (September 1 to 4) at Feria Valencia in Valencia, Spain, number of customers approaching E-ton is more than expected, said Tsai. Bookings for 2009 have already exceeded the planned annual capacity of 440 peak megawatt (MWp) that E-ton has set for next year. But Tsai added that E-ton will only ink contracts after accessing customer background and contract terms.

Based on customers' projections, executives from E-ton indicated that customers have a positive outlook for strong solar cell demand in 2009. Most companies that have contacted E-ton are looking for long-term partnership opportunities. These customers include those leading solar module and system makers, the executives noted.

[lieberlong]

@ Meinolf

Erkennst Du hier jemanden?

http://de.youtube.com/watch?v=USZjWRKkJxg

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.959.543 von lieberlong am 03.09.08 10:52:29

Du scheinst viel Zeit zu haben...

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.960.222 von meinolf67 am 03.09.08 11:39:08

Du aber auch!

[SLGramann]

Eine Meinung:

VALENCIA, Sept 3 (Reuters) - SunPower Corp (SPWR.O: Quote, Profile, Research, Stock Buzz), a leading U.S. maker of photovoltaic solar panels, expects its sales prices to drop by between 10 and 20 percent next year, Chief Executive Officer Thomas Werner said on Wednesday.

"SunPower tends to be most bearish next year -- we like to think we're paranoid -- so we think of a 10-20 percent price decrease," Werner told Reuters on the sidelines of a solar power conference in the eastern Spanish city of Valencia. (Reporting by Martin Roberts, editing by Anthony Barker)

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.966.558 von SLGramann am 03.09.08 18:23:12

War die letzten 3 Stunden mit anderen Themen beschäftigt.

Wenn ich mir jetzt angucke, was die Kurse in der Zwischenzeit gemacht haben, dann könnte man meinen, so eine Äußerung wirkt wie Donnerhall!

Vielleicht kommt es doch zu unserem Dip?

Ich habe KEINE Ahnung!


Noch was anderes: bin heute morgen mal wieder in asiatischen Gefilden unterwegs gewesen. Da findet man eine delsolar, die seit 2004 produziert, seit letztem Jahr an der Börse ist, Geschäftsberichte auf der Webseite zum Download anbietet, auf 500MW nächsts Jahr ausbauen will UND hat nie von denen gehört.

Es pilzt echt aus jeder Ritze ein PV-Unternehmen. Und da sollen die Preise NICHT (dramatisch) runterkommen?

[burnaby]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.966.558 von SLGramann am 03.09.08 18:23:12

@ SLGramann,
Im Gegensatz zu SunPower scheint Steve Chan von Suntech relativ gelassen zu sein,was fallende Preise angeht.
Im Gegenteil,er spricht von steigenden Margen,ausgelöst durch drastisch fallende Polysilicon Preise und eine höhere Effektivität der Zellen.
http://www.bloomberg.com/avp/avp.htm?clipSRC=mms://media2.bl…

[Tri2Sol]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.966.663 von meinolf67 am 03.09.08 18:29:55

Preisrutsch: wieso sollte es zu einem solchen kommen, wenn in mindestens 1 Markt der Modulpreis einen Minimalpreis vorweist (abgeleitet aus einer Alternativanlage und der festen EEG-Vergütung) und es keinen cap gibt wie es in Deutschland der Fall ist? 2009 dürfte nahezu sicher "in trockenen Tüchern" sein, 2010 mal schauen. Insofern kann ich mir einen Preisrückgang von 10% (vielleicht über alle Verkäufe inkl. der bisherigen hohen spanischen Preise 15%) in 2009 vorstellen.

Inwiefern all die neuen Unternehmen, die vielleicht nicht unbedingt über eine breite Kapitalbasis und noch weniger über ein Verkaufsteam mit weltweiten Kontakten verfügen, 2009 und 2010 überleben, erscheint mir deutlich fraglicher als bei den "etablierten" playern.

Und wenn schon Du eingestehst, "keine Ahnung" zu haben bezüglich eines dip, was glaubst Du haben Analysten und Fondsmanager? Richtig, noch "weit weniger als keine Ahnung".

[lieberlong]

Solar cell contract prices to be flat on year in 2009

Nuying Huang, Taipei; Esther Lam, DIGITIMES [Thursday 4 September 2008]


As most Taiwan-based solar cell makers have settled their contract prices at a recent solar energy show at Spain, they observed that anticipated strong demand has sustained a flat average selling price (ASP) trend. Power efficiency has again drawn attention, being an important indicator on price bargaining.

Contract prices for solar cells will average US$3 per watt in 2009, according to industry sources. The sources noted that power conversion rates played a critical role on quotes. For those solar cells that deliver a power conversion rate above 15%, per watt ASP for a one-year contract will average US$3-3.20. The price goes down to US$3 if the contract duration lasts for five years and buyers pay deposits, they added.

Some solar cell makers have priced their products for long-term contracts at US$3 as well, the sources said. But the attractive quotes are not the only thing customers are looking for, as timely delivery and quality are also important.

Despite some industry players previously raising concerns about a possible 5-10% on-year price drop in 2009 due to the ending of Spain's subsidy program in September, the flat price trend signified that demand is still strong, some industry watchers commented.


http://www.digitimes.com/news/a20080903PD225.html

[lieberlong]

Price of polysilicon and solar wafers remain high

Nuying Huang, Taipei; Esther Lam, DIGITIMES [Thursday 4 September 2008]


Prices of both polysilicon and solar wafers have remained high for three consecutive quarters, implying that demand of solar applications is not being affected much by the upcoming expiration of a government subsidy program in Spain, according to industry sources.

The price of polysilicon has averaged US$400-450 per kilogram recently. Despite prices surging to US$515 earlier this year, in June a decline to US$450 was seen and since prices have been relatively stable, said the sources. They noted that buyers are seeing no difficulty finding a supplier if they are able to offer a higher price. Although it seems that tight supply is easing, the sources remarked that present prices are still double contract price.

The price of a 6-inch multi-crystalline solar wafer averages about US$11-12, up from US$9. In contrast to a strong volatility as seen in polysilicon pricing, the price of solar wafers has been relatively stable throughout 2008, the sources commented.

Some industry players attributed the strong pricing of key materials to a prolonged subsidy program in Spain. Since the Spain government will still grant subsidies for module makers until late September, demand has thus been supported. They added that a clear demand trend after the completion of the program is still yet to be seen.


http://www.digitimes.com/news/a20080904PD209.html

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.975.011 von Tri2Sol am 04.09.08 09:42:16

Der aktuelle durchschnittliche Modulpreis dürfte WEIT über dem in Deutschland liegen (erhöht i.W. durch Spanien).

Der deutsche Modulpreis liegt auch schon so hoch, daß mE ein erheblicher Teil der jetzt gewonnenen Kunden mehr Überzeugungstäter als Investoren sind.

Habe selbst vor 9 Monaten eine Anlage zu einem unterdurchschnittlichen Preis erworben und rechne mir nicht mehr als 5% vor Steuern aus.

Insoweit müßte, um erheblich mehr Nachfrage zu generieren, sicher der Preis um die EEG-Kürzung(9%+X; wobei X daher kommt, daß Freiflächen und große Dächer dramatisch stärker abgesenkt werden) UND schätzen wir mal 5-10% Wirtschaftlichkeitsverbesserung runter.

Wir reden hier von dem ENDKUNDENPREIS; da der aber aus Modul+BoS+Wertschöpfung des Systemintegrators besteht, MUß der Modulpreis noch stärker runter weil: BoS mE nicht so leicht zu senken ist, vielleicht sogar steigt (WR, Gestell, Kabel) und weil der Systemintegrator von EUR-Margen und nicht %-Margen lebt: Er muß bei gleicher Arbeit in etwa die gleiche EUR-Marge realisieren; das heißt wiederum, daß Preissenkungen des Gesamtpakets über Absenkungen des Wareneinsatzes zu leisten sind.


Zum Schluß noch ein Gedanke:
In der Theorie sehe ich es genauso wie Du, daß nur der richtige Preis gesetzt werden muß, damit die Nachfrage alles Angebot aufsaugt. Aber jetzt stell Dir mal konkret vor, was z.B. eine Verfünffachung des deutschen Markts in 2 Jahren (nach Rogol) bedeuten würde:
+123% in 2009
+123% in 2010

Du siehst, welchen Kampf schon die bisherige weltweite Angebotsausweitung um 60-80% p.a. bedeutet; aber eine solche Steigerung?

Dafür braucht man Leute, Ausbildung, Räume, Vertrieb, Finanzierung, etc.


FAZIT: Der Preis kann nur um so WENIG wie 10%-20% sinken, WENN der absatz weit überwiegend NICHT in Deutschland passiert. Kandidaten gibt es ja mit USA, Italien, Frankreich, Griechenland, Tschechien, Belgien, etc.

Darauf, wie sich diese Märkte entwickeln, bezog sich letzlich mein "KEINE Ahnung".

Und wenn z.B. Obama und McCain nicht sicher BEIDE eine PV-Explosion nächstes Jahr in den USA wollen, dann behaupte ich daß zumindest für die USA NIEMAND eine Ahnung haben kann. Weil keiner weiß, wer die Wahl gewinnt.

[meinolf67]

Ich finde, das paßt jetzt ganz gut:

2. September 2008
The Elephant Under the Rug: Denial and Failed Energy Projects
by Thomas R. Blakeslee, Clearlight Foundation

At the World Renewable Energy Conference in Glasgow I recently witnessed the strange phenomenon of group denial first hand. After a paper about hydrogen-fueled cars, some embarrassing questions were asked about the practicalities of storing and delivering hydrogen to the cars. The questions were dismissed and the questioners meekly backed down. I wanted to jump in and set them straight but keenly felt the group pressure to not ruin the party. I couldn't do it!

Groupthink is a strange phenomenon resulting from our deep genetic programming as herd animals: If our peer group is ignoring the giant lump in the living room rug, we will naturally imitate their behavior and walk around the elephant hidden there. We tend to be drawn into a sort of mass hallucination where everyone conforms to an unspoken agreement to ignore the inconvenient but obvious truth. We walk around the lump without consciously seeing it.

Group denial can be dangerous. The housing bubble and the dotcom bubble are recent disastrous examples. The loan officers, realtors, journalists, investment bankers and regulators that caused the housing bubble were all blind to the developing problem as they rationalized and convinced themselves that every thing was OK. It is now painfully clear that they were unconsciously caught up in a fantasy world of denial. When you're making lots of money, it's natural to think that you must be brilliant. Your peer group supports you and nobody wants to spoil the party. It's not intentional, just human nature.

I learned a lot about group denial eight years ago when I lost millions on dotcom stocks. It seemed so certain that those hot stocks would regain their past glory. I was drawn deeply into dotcom denial. There were voices speaking the truth then, but my peer group and I kept the faith and laughed together at them.

U.S. energy policy has developed several similar delusions where people are still getting rich pursuing failed projects that should have been abandoned years ago. Mare than half of our US $4 billion DOE science budget is being spent to keep alive failed programs. Saving face and saving contracts has made denial the order of the day. Billions in subsidy money finance a war chest for lobbying that keeps these programs alive.

Let's look closer at the denial of fatal flaws in three major DOE programs where money is being spent recklessly and entire industries, government agencies and journalists are in group denial:

The Hydrogen Initiative: US $246 million 2009 budget

Honda now has a few beautiful, finished-looking, FCX hydrogen cars on the road. But wait! How do we produce and distribute the hydrogen that runs them? The tanker trucks that replenish gasoline stations can carry about 300 fill-ups. However, hydrogen takes up much more space and requires high-pressure cylinders that weigh 65 times as much as the hydrogen they contain! One giant 13 ton hydrogen delivery truck can carry only about 10 fill-ups! By ignoring this fatal flaw in the hydrogen economy idea we have created the illusion of success that is grossly inefficient compared to electric cars. Well-to-wheel efficiency analysis of the Honda FCX shows that the Tesla pure electric car is 3X more efficient and produces 1/3 the CO2 emissions!

Group denial makes us ignore obvious but inconvenient truths like the inherent inefficiency of the hydrogen economy. It was overlooked when the project was conceived, which is forgivable, but now denial makes us overlook it when we should know better. Batteries charged from the grid are clearly a better way to go; yet the DOE budget for battery development is less than one-fifth of the hydrogen budget.

Electrical distribution for overnight recharging is already installed in virtually every home that has a car. Batteries can store and retrieve that electricity with 95% efficiency to drive motors that are 90% efficient. Hydrogen would require a whole new fueling infrastructure. But why bother? It can't begin to compete with electricity because the efficiency of producing, transporting, storing and then converting hydrogen to electricity with a fuel cell is pathetic by comparison.

When I have a writing deadline it gives me great energy for fixing things around the house to avoid facing the real problem. That's exactly what we have done in the hydrogen initiative. We had great fun creating a nifty looking car. Now if we could just figure out a way to get fuel to it that is competitive with charging a battery we would really have something.

Nuclear Power: US $1.4 Billion 2009 budget, $44 billion spent so far

The heavily subsidized nuclear industry died in 1979 when the Three-mile island and Chernobyl accidents made it painfully clear that the radioactive substances used were just too dangerous to be spread all over the map. Both accidents could have been much worse had a real meltdown occurred.

Denial has become easier today as memories fade it is much easier to pretend there is no problem and get on board the "nuclear renaissance." It's very similar to the recent housing bubble (renaissance), which was only possible because memories of the previous housing bubble that burst in 1990 had faded. The federal government bailout from our housing bubble may cost a trillion dollars before we are through. Amazingly, the "nuclear renaissance" is built on the promise of a similar bailout included in the 2005 energy bill: Nuclear accidents will have a maximum liability to the builder of only US $10.9 billion. If there is a meltdown, taxpayers have been generously volunteered to pay for any excess damages! Sandia estimated that damages could reach US $600 billion but we are optimistic because our memories have faded since the last disaster.

The 9/11 attacks showed us how easily a meltdown could be arranged by a well-aimed terrorist-hijacked airliner crash. In fact, if you're a terrorist, the possibilities with nuclear fuel and wasteendless. The "nuclear renaissance" will be a bonanza for terrorists. stored all over the map will be

A Safe Way to Harness Nuclear Power

Nuclear elements in the earth are continually decaying, producing so much heat that the core of the earth is about 6000°C, hotter than the surface of the sun. In fact, 99.9% of the earth's volume is hot enough to boil water. We can generate all the electric power we need from that heat by simply drilling through the earth's crust and using water to carry the underground heat up to turbine generators on the earth's surface. This way we leave the dangerous radioactive elements where they are and simply use the heat they naturally generate to run our power plants.

This may sound like an impossible dream, but it is already being done profitably, producing 10 gigawatts of electricity worldwide at costs competitive with coal. It is called geothermal power generation. The source of heat in geothermal power is the decay of uranium and thorium in rocks safely sequestered underground. It is crazy is to dig these dangerous elements out, concentrate them and ship them to dangerous reactors just to boil water to run generators.

With geothermal power we boil the water by sending it down a well to the hot rocks. Steam comes out of a second well nearby and drives a turbine generator. Simple and safe! The steam is condensed and recycled, so water consumption is minimal. No pollution no dangerous waste and no fuel cost. What's the catch? Geothermal power is as cheap as coal in areas where the earth's crust is thin but drilling costs currently make it too expensive in most parts of the world. A breakthrough in drilling technology could make it practical everywhere.

Geothermal drilling is expensive mainly because we are using technology developed for oil exploration. Geothermal power requires deeper, larger holes, often through hard rock. If just 5% of the US $70 billion in federal money already lavished on nuclear power had been spent on drilling technology, we could have geothermal power virtually anywhere today. Hydrothermal spalling technology is capable of drilling five times faster through hard rock but zero federal money is available for its development. Google recently made a US $11 million investment in this technology.

No new nuclear power plants have been built in thirty years. The few plants now under construction are years behind schedule and billions over budget. Any plants in planning today will not be complete until at least 2020 and will be very expensive. With an aggressive drilling research program geothermal plants could fill our baseload power needs much sooner and at lower cost.

Clean Coal Technology: US $754 million 2009 budget

Coal power generation began a steep decline in 1983 when the horrendous pollution problems it was creating became impossible to ignore. Memories fade so denial has created a "renaissance" in coal spurred by a marvelous invention called "clean coal." This oxymoron doesn't actually exist but sounds like just the thing for solving our energy problems.

The problem is that "clean coal" will never be economical because when we burn coal each carbon atom joins with two oxygen atoms so every ton of coal we burn produces 3.7 tons of CO2! That currently amounts to nearly 10 billion tons of CO2 per year! One of the research projects budgeted for 2009 will try to sequester one million tons of CO2 per year. That's a mere fraction of the amount we need to hide! It's only 5% of what a single large power plant can produce.

Denial allows us to ignore this as a minor detail that can be worked out later. In reality the whole idea is clearly flawed and not economical. The "clean coal" initiative is a crash program to rescue a powerful industry, not a credible attempt to solve our energy problems. If we spent even a fraction of the money wasted on this boondoggle to develop advanced geothermal drilling technology we could quickly solve our energy problems and put a stop to the terrible environmental destruction being wreaked by coal.

Our energy policymaking has been hijacked by the coal and nuclear industries. They have sabotaged appropriations that have real potential for solving our energy problems and directed vast billions instead to keeping their dying industries alive. Technology could solve our energy and pollution problems if we could just free ourselves from the political stranglehold of these heavily subsidized industries.

Thomas R. Blakeslee is president of The Clearlight Foundation, a non-profit organization that invests in renewable energy and other socially useful companies and issues cash grants to individuals who are working effectively for change.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.975.861 von lieberlong am 04.09.08 10:37:23

Ich weiß, ich weiß,...

bestreite ich ja gar nicht, und bin auch selbst verunsichert.

Deswegen versuche ich ja, es hier zu diskutieren.


---zuerst mal was zum Power Premium:

Stell' Dir einfach vor, die Herstellung eines Moduls mit 60 Zellen kostet 100 Euro. Für diese Kosten ist es vollkommen egal, ob die einzelne Zelle 3,0 Watt (=180W-Modul) oder 3,6Watt (=216W-Modul) leistet.

Bei einem Wp-Modulpreis von sagen wir mal 3 Euro, kriegst Du aber im ersten Fall 540,- und im zweiten 648,-; im Extremfall kannst du Dir leisten, die ganze Differenz in einen höheren Zellpreis zu stecken.

Du dürftest für das effizientere Modul sogar noch einen höheren VK pro Wp durchsetzen können, weil ja der gleiche Effekt nochmal beim Anlagenbau auftritt: weniger Gestell, Kabel und Arbeit je Wp


---Zellpreis: 3$/Wp

waren bei 1,57$/EUR noch EUR 1,91
sind jetzt bei 1,44$/EUR bereits 2,08


---System-Preis für Deutschland

rechne mal (bei einer Aufdachanlage bis 30kWp): 43c x 850 kWh pro kWp und Jahr ergibt einen Erlös von 365,50

was bist Du bereit, für so eine System zu zahlen? nimm mal
...5% Abschreibung
+ 1,5% Kosten (Versicherung+Rücklage für WR+Buchführung)
+ 3,5% fürs Kapital (7% durch 2, weil Du ja abschreibst)
=> wären 9% laufender Ertrag
=> hieße einen Systempreis von 3.650,-

aktuell dürfte er eher bei 4.300 liegen...

=> erforderliche Preissenkung: 15%

bei den aktuellen 4.300 würde ich ausgehen von
3.000 für die Module
300 für den Wechselrichter
300 für Gestell und Kabel
700 für die Wertschöpfung

jetzt umgekehrt für 2009:
3.650 fürs System
- 280 für den Wechselrichter
- 300 für Gestell und Kabel
- 650 für den Systemintegrator (das sind -7% für ihn)
bleiben 2.420 fürs Modul
=> das sind minus 19%


---und jetzt die Sicht des Modulherstellers:

VK heute 3 Euro je Wp
VK 2009: 2,50 Euro

Zell-EK bisher: ca. 2,00
Zell-EK 2009: mehr als 2 Euro

Materialeinsatz für EVA, Tedlar, Rahmen? Kann ich nur raten, aber sicher nicht unter 20c und sehr wahrscheinlich in 2009 eher steigend als fallend

=> Wertschöpfung heute: max. 80c
=> Wertschöpfung 2009: weniger als 30c; das sind MINUS 62,5%!!!


Deswegen sind die Kurse der Modulbauer eher mau.


AUSWEGE aus dem Dilemma:
-Verkauf in höherpreisige Märkte (das ist der Königsweg)
-höheren Preis in Deutschland durchsetzen (aber die Systemintegratoren knapsen schon jetzt; wenn sie nicht günstige FSLR-Module haben)
-billigere Zellen
-???

[meinolf67]

2. September 2008
Why Are Utilities Increasingly Announcing New Solar Initiatives?
by Julia Hamm, Executive Director, SEPA

Q: A lot of utilities are announcing major new solar initiatives. What is behind this surge of interest in solar on the part of utilities? -- Brad B., San Diego, CA
A:

In the past year, utilities have started to embrace solar as part of their business at an unprecedented rate. The same attributes that make solar a high value distributed generation technology, such as modularity and quick construction time, also make it appealing to utilities that rely largely on centralized generation.

A large photovoltaic power plant can be built in segments as customer demand increases, seldom taking more than one year from conception to project completion. In comparison, a traditional coal, oil or nuclear plant can take more than ten years before coming online. Additionally, with other forms of power generation, utilities bear risk associated with long-term customer demand forecasting and increasing construction costs. These risks are reduced with solar projects.

While many solar projects are driven by public policies encouraging or requiring renewable energy development, they are also providing operational and business experience for the next generation of utility involvement. Ultimately, with the growth of utility involvement in solar, the solar industry will benefit from increased economies of scale and the development of previously untapped markets.

Generally speaking, recent utility announcements fall into two primary categories:

Utility development and ownership of solar systems

A good handful of utilities have announced plans for utility-owned photovoltaic systems so far this year. Three major utilities, Southern California Edison (SCE), Duke Energy, and Sempra Energy (San Diego Gas & Electric) have filed regulatory requests to rate-base the development of utility-owned solar generation. SCE's proposed program is the largest, with a request for approval of a 250-megawatt (MW) rooftop program, in which the utility will lease customer roof space for solar generators, but maintain ownership and send the electricity back into the distribution grid (the systems won't affect a customer's bill since they are leasing their roof like a farmer leases his land to a wind turbine operator).

The Duke and Sempra programs are similar in nature. In addition, Florida Power and Light also filed for a 110-MW project using both PV and CSP. Many other utilities around the U.S. are currently exploring utility ownership of solar electric systems and more announcements are expected in the coming months.

Utility power purchase agreements (PPAs) with solar generators

This model is the most common utility business arrangement to date, allowing solar developers to use available tax incentives to build solar projects at the lowest cost possible and then sell the power to an electric utility through a long-term contract. Utilities are motivated to purchase the solar electricity to help fulfill their state's renewable portfolio standard requirements. PG&E, Duke Energy, Florida Power and Light, Sempra, Long Island Power Authority, Sacramento Municipal Utility District (SMUD), and the Florida Municipal Power Authority are all examples of utilities that have announced this year the purchase of solar electricity through PPA arrangements.

PG&E just announced plans to purchase the output of a 550-MW and a 250-MW PV plant - sizes previously unheard of in the photovoltaics arena with the current largest system in the world coming in at 40-MW.

In the case of LIPA, it is following a similar model to Southern California in that the systems are sited on customer locations, feeding straight into the distribution grid, but they are developed by solar companies rather than the utility (as a municipal utility, LIPA can't utilize tax credits).

In the case of SMUD, it is purchasing the power from a 1-MW project but developing a program called SolarShares, where customers can remotely net meter their home, business or apartment, in effect buying a share of the output at a fixed price that offsets their personal bill.

While the two categories listed above encompass the majority of recent utility solar announcements, there are other innovative models emerging as well. For example, the New Jersey Board of Public Utilities has approved a US $105-million loan program by Public Service Electric and Gas for the purpose of developing 30 MW of customer-owned solar, equating to about half of its renewable portfolio standard requirement. This particular program is unique because while utilities have offered financing for customers to invest in energy efficiency technologies for years, PSE&G is the first utility to offer this type of financing on a large-scale for solar technologies.

Capturing the full solar generator value chain will result in even more innovative utility business arrangements. SEPA just completed a Utility Business Models report which was developed though a collaborative process with utilities and the solar industry and has further information on the new approaches to utility scale solar. It can be downloaded here.

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.976.424 von meinolf67 am 04.09.08 11:15:13

Deswegen sind die Kurse der Modulbauer eher mau.

Und deswegen würde ich mir auch keinen reinen Modulbauer ins Depot legen, sondern vollintegrierte Hersteller á la Solarworld.

[meinolf67]

von New Energy Finance:

STRATEGIC INVESTORS BUY INTO THIN-FILM

The story of the summer for the PV sector has been a series of public market listings up and
down the value chain, with the most recent announcements of IPO plans coming from Swiss
company Edisun Power, Germany's Schott Solar and STR Holdings of the US.

However last week, one of PV’s brightest dark horses changed that script dramatically as
Nanosolar, a developer of copper indium gallium selenide thin-film products, quietly
announced that it had raised a whopping USD 300m in late stage venture capital from a host
of strategic and venture investors.

Nanosolar actually closed the round in March, and let word slip in modest fashion last week,
via a post by CEO Martin Roscheisen on the company blog.

California-based Nanosolar scooped the bulk of the funds from three renewable energy
heavyweights: Electricite de France subsidiary EDF Energies Nouvelles, Carlyle energy fund
Riverstone Holdings, and global solar project development fund AES Solar.

These strategic investors were joined by traditional venture capitalists as well, with new
entrants the Skoll Foundation and Ohana Holdings alongside returning investors GLG
Partners, Beck Energy and Grazia Equity.

A final investor, Lone Pine Capital, is perhaps the most curious, a USD 10bn Greenwich hedge
fund with neither a traditional venture bent, nor any possible strategic interest.

The deal provides a healthy wodge of cash to Nanosolar as it ramps up production from fabs
in the US and in eastern Germany, and also comes with module supply agreements and what
Roscheisen termed “strategic collaboration” – not unexpected given the nature of its biggest
investors.

Nanosolar, which has earlier made noises about its product sweet spot of 2-10MW ground-
mounted projects, has certainly found suitable partners to put its modules in the ground.

According to Roscheisen, the equity investment was the impetus behind AES and Riverstone
forming their JV for PV project development, AES Solar.

It looks to be a virtuous cycle for the thin-film cell-to-panel producer and the project
developers, and in all likelihood a safe play also for early-stage venture investors, who gain
less return-sensitive later-round funders with cash on hand for expansion.

And, while the deal might not immediately vault Nanosolar into the realm of thin film leader
First Solar, it should at least give it a hearty boost.

At a time when other PV firms are streaking towards possibly premature exits through the
public markets, Nanosolar’s strategy, its longer timeline and its burgeoning war chest may
give pause for though to those itching for an early exit.

[meinolf67]

dto.:

Silicon prices to drop 43% in 2009


LONDON, UK, September 1, 2008. The price of polysilicon is set to drop by up to 43% next year, according to the New Energy Finance Silicon and Wafer Price Index, which was recently launched by analysts New Energy Finance.

The analysis shows that shortages and production bottlenecks in these key materials in recent years have kept the cost of photovoltaic (PV) modules some 37% higher than would otherwise have been the case. Despite this, the number of new PV installations worldwide soared by 56% in 2007, and is set to rise a further 50% in 2008.

The data for the Index covered wafer volume equivalent to approximately 1.7 GW of PV modules, plus polysilicon data equivalent to approximately 6 GW.

The key findings include:

- The median forward price for polysilicon deliveries in 2009 is 43% lower than the median contract price for deliveries in 2008.

- The forward contract price for polysilicon falls for each year from 2008 to 2015, to below US$67/kg by 2013, a full 67% below current median prices. This is, however, still higher than the historical low spot prices between 2002 and 2004.

- The median forward price for multicrystalline wafers will hold at approximately the same level in 2009 as currently, indicating that the wafer supply situation is not expected to free up as quickly as polysilicon supply.

- Over the next five years, median forward contract prices for wafers drop by 41%, compared with a drop of 67% in forward polysilicon contracts, further suggesting that margin will shift from polysilicon refining to wafer manufacturing.

- The median forward contract wafer price falls below US$6/piece (US$1.62/W) only from 2011, with implications for the speed and cost reductions in PV power.

The New Energy Finance Silicon and Wafer Price Index is based on confidential data provided by 10 volume buyers and sellers of polysilicon and wafers, that have provided spot and forward pricing data for contracts signed in 2007 and 2008.

[meinolf67]

The Solar Market: Horseshoes, Hand Grenandes and Demand Predictions
by: Greentech Media posted on: September 04, 2008 | about stocks: ESLR / FSLR / GEX / JASO


By Daniel Englander

The solar market is funny in that it exhibits many of the inefficiencies associated with markets that move according to artificial price signals. In this case, the artificial price signals are policy and incentive programs designed to increase deployed capacity. These range from renewable portfolio standards to tax credits to REC programs and ancillary credit markets to feed-in tariffs to something the French have that I’m not sure even they understand. Such programs play a key role in setting local prices and, by extension, determining demand in those markets.

Easy, right? Setting a feed-in tariff to EUR 0.42/kWh or an REC to $33.23/MWh, or even a tax credit to 30% of the installed cost, gives customers a somewhat known price. Combine this with suppliers moving into gigawatt scale production in 2008, easing raw material constraints, and cost-engineered process improvements, and you start to get a picture of an industry moving down the cost curve while succumbing to some strong market drivers. Among these are high commodity prices, unpredictable power markets, and growing environmental consciousness (tangible or intangible, depending on who you ask). Taking all of these variables into account, it should be relatively easy to estimate the size of the demand side and the size of the overall solar market.

Not quite. Demand side estimates range in accuracy from pin the tale on the donkey to Dick Cheney with a shotgun. Photon thinks demand will reach roughly 24 GW by 2010, outstripping supply by 80 percent. I’ve heard this estimate includes a 500 MW market in the Czech Repubic. I’d like to try whatever it is they’re smoking. Most other estimates range between 5 GW and 10 GW, which isn’t something you wouldn’t want to bet grandma’s life insurance on.

Part of the reason estimating demand is so hard is that consumer prices are still largely a function of political will. Sure, economies of scale on the producer side ought to bring down costs, which, tempered by rising demand for cheaper modules, will establish some kind of marginal price to guide producers. But if policies do too well and end up costing too much, it’s pretty easy to lower tariffs or eliminate tax credits. We’re seeing this in Spain right now, and we almost saw in it Germany. It’s possible the demand side models suppliers use fail to take this into account. Instead, they see unlimited demand prospects at a certain price level and at a steady rate of tariff declination.

The problem is that this causes a certain amount of, dare I say, irrational exuberance. Sure, I love slicing wafers as much as the next guy, but the hope that markets will materialize shouldn’t justify supply growth at 70 percent while growth on the demand side moves at 45 percent. It’s unlikely we’re going to experience another Spain-Germany-Japan trifecta like we did in the golden days of 2005. Maybe unaccounted for demand in India and China will move this market. Or maybe the Spanish could start making panels out of ham – I’ve seen 243 different kinds of ham this week in Valencia. Clearly, solar ham is the next logical step. I doubt the Spanish government would rescind that feed-in tariff.

[meinolf67]

...leider keine Quelle:

04 Sep 2008
Spain / Solar
Spain’s government makes concession on solar cap, but resentment simmers

The Spanish government will temporarily lift a cap on new solar power capacity above an earlier proposed level, in a seeming nod to industry pressure, press reports and insiders say.

The ministry of industry, tourism and trade now plans to allow up to 450MW of capacity in 2009 and 2010, according to multiple media reports. That is above the annual 300MW cap suggested by the ministry in a draft proposal to the Spanish energy commission in July. A ministry official said he was unable to confirm or deny the reports, but did say the government was likely to issue a final proposal in late September. The generous solar feed-in tariff expires on 29 September. Though an apparent concession to the Spanish solar industry, the temporary lifting of the cap is far below the 1GW sought by many developers. Experts’ forecasts for total in...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.987.594 von meinolf67 am 04.09.08 23:39:32

hier steht was ähnliches, aber ohne Zahlen (ganz unten):

Economía/Energía.- Los fotovoltaicos se muestran "decepcionados" con la última propuesta regulatoria de Industria
Noticias relacionadas


MADRID, 4 Sep. (EUROPA PRESS) -

El sector fotovoltaico se siente "decepcionado" con la última propuesta del Ministerio de Industria acerca de la nueva regulación fotovoltaica, que sustituirá desde finales de este mes al marco anterior, indicó el presidente de la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF), Juan Laso, en declaraciones a Europa Press.

Laso explicó que las organizaciones empresariales tenían "algunas esperanzas" de que Industria modificara el diseño actual del decreto, a la vista de los mensajes recibidos a comienzos de semana, pero que la reunión de ayer con el secretario general de Energía, Pedro Marín, les dejó "totalmente defraudados".

"Nos encontrábamos a la espera de una oportunidad para nuestro país de reforzar un sector económico de alto valor añadido como el fotovoltaico, capaz de reducir la dependencia energética, aliviar la balanza comercial y contribuir a los objetivos de Kioto", afirmó el presidente de la AEF.

"No se nos hace caso ni a nosotros ni a las recomendaciones de la Comisión Nacional de la Energía (CNE)", en las que se pedían modifaciones en los cupos de techo y suelo, así como otras fórmulas para evitar el parón del sector, lamentó.

A la reunión con Pedro Marín acudieron las tres principales organizaciones empresariales del sector, que son AEF, ASIF y APPA. En ella, tras informar de la nueva propuesta de Industria, el secretario de Energía dijo que hoy mismo se llevaría el texto a la Comisión Delegada de Asuntos Económicos para su análisis.

Industria se mostró dispuesta a recoger en el nuevo real decreto algunas de las consideraciones de la CNE y, además, a reservar un cupo del 10% de las instalaciones de techo para complejos de hasta 20 megavatios (MW), a los que se les reservará una prima mayor.

La otra modificación, de mayor importancia, consiste en incorporar para 2009 y 2010 un cupo extra por encima del techo anual de 300 MW previsto para cada uno de estos ejercicios, lo que permitirá dar salida a los actuales proyectos en curso. Laso indicó que Marín no dio datos sobre esta mejora, que AEF considera insuficiente.

[plus_ma]

+
nabend,

ganz kurz:

OLED´s werden wohl das Ding schlechthin werden....auch für Solars.

Schon allein aus Gründen des absehbaren Mangels an "Seltenen Erden", die für
die anderen "Folien-Technologien" wohl unabkömmlich sind.(?)

Also....wer ist da vorne?

hatte mal mitbekommen: Fraunhofer-Institut gemeinsam mit Aixtron
sind dort aktiv...?

Sorry, für den Telegramm-Blödmann-Stil....aber kann jemand das
Thema Solar-Oled´s einigermaßen kompetent beurteilen/kommentieren?


gruß+

[sleupendriewer]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.003.407 von plus_ma am 05.09.08 21:37:14

was haben denn organische leds mit solarzellen zu tun ?

du darfst gerne etwas weiter ausholen und etwas halbleitertechnisch werden - wenn du kannst und nicht nur die sache völlig verpeilt hast ...

[plus_ma]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.003.679 von sleupendriewer am 05.09.08 22:00:30

+
ganz einfach...OLED´s werden die Zukunftstechnologie ...auch
und gerade für Solarzellen darstellen....hab ich "gehört"..noch nicht mitbekommen?

Mag ja "verpeilt" sein, spricht aber alles dafür.

Wo kommst Du denn her?
+

[XDA]

Preissturz bei Sonnenkollektoren?

Industrieanalysten sagen deutlich sinkende Marktpreise bei Solaranlagen voraus. Der Grund: Die Knappheit bei dem in den Kollektoren verwendeten Rohstoff Silizium soll sehr bald beendet sein. Dies könnte zu einem kräftigen Preisrückgang in den nächsten Jahren führen und die Sonnenenergie endlich vergleichbar günstig wie Strom aus klassischen fossilen Energieträgern machen.

Die hohe Nachfrage nach Solartechnologie, die auch durch hohe Subventionen in zahlreichen Ländern beflügelt wurde, traf in den vergangenen Jahren auf einen nur eingeschränkten Output an verarbeitetem Silizium. Das Resultat: Noch ist Solarstrom etwa in den USA drei Mal teurer als Energie aus konventioneller Quelle, wie das Marktforschungsunternehmen Solarbuzz im Auftrag des US-Energieministeriums ermittelt hat. Und die Kosten nahmen sogar noch zu: Anfang des Jahrhunderts lag der Preis bei 4 Dollar pro Watt. Aufgrund der Silizium-Knappheit, die 2005 begann, sind die Preise inzwischen bei mehr als 4 Dollar 80 gelandet.

Kristallines Silizium ist seit langem der Motor der Halbleiterindustrie. Das Material ist aber auch die aktive Komponente in den meisten Sonnenkollektoren und die zunehmende Nutzung des Solarstroms führte zu einer Verknappung. Das Wachstum der Silizium-Produktion konnte dementsprechend nicht mit dem Boom bei der Sonnenenergie Schritt halten. "Es dauert rund zwei bis drei Jahre, bis zusätzliche Kapazität geschaffen werden können", meint Travis Bradford, Industrieanalyst beim Fachinstitut Prometheus. Die Verknappung war groß genug, um den Silizium-Preis auf das Zehnfache des Normalniveaus zu bringen – 450 Dollar pro Kilogramm, wie Ted Sullivan, Branchenbeobachter bei Lux Research, sagt.

Die in den letzten Jahren aufgebauten, neuen Produktionskapazitäten sollen nun bald nutzbar sein. Während 2005 nur 15.000 Tonnen Silizium für die Verwendung in Solarzellen verfügbar waren, wird diese Zahl bis 2010 auf 123.000 Tonnen steigen, wie Sullivan glaubt. Das dürfte den bestehenden und noch im Aufbau befindlichen Sonnenkollektorfabriken genügend Rohmaterial liefern, um die Nachfrage sicherzustellen. "Praktisch heißt das, dass der Preis für Solarmodule in den nächsten zwei oder drei Jahren dramatisch sinken dürfte", sagt Bradford.

Aber nicht alle Experten glauben, dass es soweit kommt. Laut einem Untersuchung von Michael Rogol, Analyst bei Photon Consulting, wird die Nachfrage nach Sonnenkollektoren selbst bei geringen Preisreduktionen in Reaktion schnell weiter anziehen. So rechnet Rogol nur mit einer Verbilligung von unterm Strich 20 Prozent zwischen 2007 und 2010. Es könnte aber auch sein, dass die dann kostengünstigere Technologie nicht gleich reißenden Absatz findet – zumindest in bestimmten Märkten wie Deutschland oder Spanien, wo der Staat die Nachfrage dank Förderprogrammen kräftig anheizte. Solche Märkte haben eine natürliche Wachstumsgrenze, meinen Experten.

Egal wie es auf der Nachfrageseite auch aussehen wird – Bradford vom Prometheus Institute ist sich sicher, dass sich die Produktion der Sonnenkollektoren mindestens die nächsten Jahre über alle 12 Monate verdoppeln wird. In einer aktuellen Präsentation sagte er Preissenkungen um bis zu 50 Prozent zwischen 2006 und 2010 voraus. In Gebieten, in denen es viel Sonne gibt, würde das zu Solarstromkosten von 10 US-Cent pro Kilowattstunde führen, was dem Durchschnittspreis der regulären Energieversorgung in den Vereinigten Staaten entspricht. Das macht die Sonnenkraft preiswert und könnte den Markt enorm vergrößern. "Man kann sich noch kaum vorstellen, was das für einen Wandel auslösen würde", meint er.

Ganz meiner Meinung!

[plus_ma]

+
und wenn Du Details wissen wilst... hier nur eine Meldung vom Frühjahr:

kannst ja mal anrufen, wie´s genau funktioniert....

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Spreadable self-powered OLEDs on the way?

Submitted by oled on Thu, 15/05/2008 - 17:18.

* OLED for solar
* Technical / Research

Researchers at Sumitomo Chemical and Mitsubishi Chemical are working on "spreadable" OLED displays, that will also double as solar-panels - they might be self powered in this way. The displays can be "painted" on any material, creating a 100nm thin display.

The companies actually claim to work towards prototypes in 2 years..

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wie gesagt, sollen Fraunhofer+ Aixtron auch "ganz nah dran" sein....

Wüßt halt auch gern mehr...von Wissenden - wenn vorhanden.

+

[plus_ma]

upss....

mein Beitrag bezog sich natürlich in erster Linie auf Sleupendriever´s "Anfrage"....
+

[XDA]

Covalent Solar

is seeking to revolutionize solar energy by producing high efficiency solar panels with unique aesthetic and functional advantages. Our unique approach to concentrated photovoltaics will dramatically reduce the cost of solar power, hastening cost competitiveness with the grid.


An artist's representation shows how a cost-effective solar concentrator could help make existing solar panels more efficient. The dye-based luminescent solar concentrator functions without the use of tracking or cooling systems, greatly reducing the overall cost compared to other concentrator technology. Dye molecules coated on glass absorb sunlight, and re-emit it at a different wavelengths. The light is trapped and transported within the glass until it is captured by solar cells at the edge. Some light passes through the concentrator, and is absorbed by lower voltage solar cells underneath.



http://www.covalentsolar.com/Home_Page.html

Forscher am MIT arbeiten an kostengünstigen Sonnenkollektoren, die das Licht effizienter konzentrieren. Die neue Technik soll Solarenergie künftig so billig wie Strom aus fossilen Brennstoffen machen und basiert auf Glasplatten, die mit einem speziellen organischen Farbstoff überzogen sind. So soll sich die Menge an teurem Halbleitermaterial reduzieren lassen, die sonst bei Sonnenkollektoren notwendig ist – und mehr Energie aus Hochenergiephotonen extrahiert werden. "Das könnte die bislang billigste Solartechnologie sein", meint Marc Baldo, Professor für Elektrotechnik am MIT und Leiter der Studie. Selbst Strom aus billiger Kohle ließe sich so womöglich überholen.

Die einfach gestalteten, flachen Glasplatten haben einige Vorteile gegenüber herkömmlichen Solar-Konzentratoren, die das Sonnenlicht auf einer großen Fläche sammeln und auf kleinere Solarzellen fokussieren, die das Licht in Elektrizität umwandeln. Solar-Konzentratoren nutzen derzeit vor allem Spiegel oder Linsensysteme, um die Sonnenenergie zu konzentrieren. Die Glasplatten sind leichter und flacher, lassen sich deshalb auch einfach auf Dächern und Fassaden einbauen. Man könnte sie sogar als Fenster nutzen, die in Verbindung mit Solarzellen Elektrizität generieren, glaubt Baldo. Probleme mit der Zuverlässigkeit mechanischer Konzentratoren in Spiegel- oder Linsentechnik fallen ebenfalls weg, weil die Technik ohne komplexe und teure Mechanik auskommt.

Statt auf optische Systeme zu setzen, konzentrieren Baldo und sein Team das Licht mit einer Kombination aus organischen Farbstoffen, die eigens für diesen Zweck entwickelt wurden. Sie befinden sich auf der einen Seite der Glasplatte und absorbieren das Licht, das dann wiederum an das Glas abgegeben wird. Darin wird es an die Kanten der Platte kanalisiert, wie man dies beispielsweise von Glasfaserkabeln kennt. Schmale Solarzellen, die auf die Ecken des Glases laminiert wurden, erfassen dann das Licht und wandeln es in Elektrizität um. Das Ausmaß der Lichtkonzentration hängt von der Größe der Platte ab – genauer gesagt vom Verhältnis zwischen der Oberfläche des Glases und der Fläche seiner Kanten. Je größer die Konzentration, desto weniger Halbleitermaterial wird benötigt und umso billiger ist die Solarenergie schließlich auch.

Die Herausforderung bei der Verwendung organischer Materialien als Solar-Konzentrator liegt darin, dass die Farbstoffe dazu tendieren, große Teile des Lichts erneut zu absorbieren, bevor sie die Ecken des Glases erreichen. Baldo bewältigte das Problem, indem Farbstoffe verwendet werden, die eine spezielle Konsistenz besitzen. So kann das Material beispielsweise eine Anzahl von Farben im Spektrum wie ultraviolettes oder grünes Licht absorbieren, gibt dann aber Licht einer anderen Farbe wie Orange ab, das sich wiederum nicht absorbieren lässt.

Die Forscher untersuchten, wie viel Licht bis in die Kanten eines 10 Zentimeter großen beschichteten Glas-Quadrats vordrang – der größtmöglichen Versuchsanordnung im Labor. Die Messungen ergaben, dass sich mit dem Prinzip hochgerechnet Konzentratoren bauen lassen müssten, die die Kosten von Solarenergie auf das Niveau fossiler Stromversorgung bringt, vorausgesetzt, die Solarzellen werden noch etwas billiger. "Wir konnten wesentlich höhere Konzentrationsfaktoren zeigen, als dies anderen bislang gelungen ist", sagt Baldo stolz.

Die MIT-Forscher testeten außerdem einen kostengünstigen Weg, die Effizienz von Solarzellen zu steigern, in dem sie mehr Energie aus dem Sonnenlicht einfangen: Infrarote Photonen haben die geringste Energie, während ultraviolette Photonen die größte haben. Verschiedene Arten von Halbleitermaterialien eignen sich typischerweise am besten für verschiedene Wellenlängen. Es ist deshalb möglich, mehr als einen Solarzellentyp in ein einzelnes Modul einzubauen. Doch nicht immer lohnt sich das auch.

Die mit Farbstoff beschichteten Glasplatten bieten einen kostengünstigen Weg, mehr als nur einen Solarzellentyp in einem einzigen Solarmodul zu verwenden – eine Solarzelle ist dann auf Licht geringer Energie abgestimmt, eine andere auf hochenergetisches. Zwei Glasplatten werden dazu übereinander angeordnet, beide jeweils mit passenden Solarzellen. Basierend auf den ersten Ergebnissen lässt sich so die Effizienz des Gesamtsystems laut Baldo nahezu verdoppeln.

Die Forscher müssen nun zunächst größere Konzentratoren bauen, um diese Voraussagen in der Praxis zu testen. Sie arbeiten außerdem an einer Qualitätsverbesserung bei den verwendeten Farbstoffen, unter anderem bei der Absorptionsleistung. Baldo und seine Kollegen haben dazu eine Firma namens Covalent Solar gegründet, die die Technik in den nächsten drei Jahren auf den Markt bringen soll. Jerry Olson, Experte für Solar-Konzentratoren am US-National Renewable Energy Laboratory, findet, dass die Forscher einige "gute Schritte nach vorn" getan hätten. Allerdings könne nur die Zukunft zeigen, ob die positiven Vorhersagen auch eintreffen.



http://www.rle.mit.edu/rleonline/People/MarcA.Baldo.html

High-Efficiency Organic Solar Concentrators for Photovoltaics
Michael J. Currie,* Jonathan K. Mapel,* Timothy D. Heidel, Shalom Goffri, Marc A. Baldo{dagger}

The cost of photovoltaic power can be reduced with organic solar concentrators. These are planar waveguides with a thin-film organic coating on the face and inorganic solar cells attached to the edges. Light is absorbed by the coating and reemitted into waveguide modes for collection by the solar cells. We report single- and tandem-waveguide organic solar concentrators with quantum efficiencies exceeding 50% and projected power conversion efficiencies as high as 6.8%. The exploitation of near-field energy transfer, solid-state solvation, and phosphorescence enables 10-fold increases in the power obtained from photovoltaic cells, without the need for solar tracking.

Department of Electrical Engineering and Computer Science, Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, MA 02139, USA.

http://www.sciencemag.org/cgi/content/short/321/5886/226

[XDA]

BASF informiert per Podcast über Organische Photovoltaik: Die biegsame Solarzelle mit Durchblick


"Spincoating" zur Produktion organischer
Solarzellen.


Wie flexible organische Solarzellen sogar Strom produzierende Fenster möglich machen, erläutert das Chemie-Unternehmen BASF mit einer Hördatei (Podcast) im Internet. Bei der organischen Photovoltaik werden anstelle von Silizium Farbstoffe verwendet, die Licht in elektrischen Strom umwandeln. Durch die extrem dünne photoaktive Schicht, ist es möglich, biegsame und sogar transparente organische Solarzellen herzustellen. Damit sind in Zukunft zum Beispiel Strom produzierende Fenster denkbar. Bei der Herstellung organischer Solarzellen wird Glassubstrat (Trägermaterial) wird durch "Spincoating" beschichtet. Bei diesem Vorgang wird das Trägermaterial mit einem für die Farbstoffsolarzelle geeigneten Materialfilm überzogen, der wenige Nanometer dünn ist. Das bereits besprühte Substrat wird auf eine Aluminiumplatte gelegt und mit einer Farbstofflösung betropft. Durch die bis zu 6000 Umdrehungen/Min. der Platte verteilt sich die Lösung gleichmäßig auf dem Glas.

Die Organische Photovoltaik ist eines der innovativen Forschungsfelder der Wissenschaftler im BASF Joint Innovation Lab: Auf Basis organischer Materialien werden Solarzellen hergestellt und getestet. Organische Solarzellen haben gegenüber anorganischen den Vorteil, dass sie biegsam und dünn sind wie Klarsichthüllen. So können sie künftig als umweltfreundliche Energiespender zum Beispiel auf Dächern, Bildschirmen und Handys zum Einsatz kommen.


Podcasts zur Forschung und Entwicklung im Internet

BASF Corporate Communications hat im April 2007 ein regelmäßiges zweisprachiges Podcast-Angebot gestartet, um in leicht verständlicher Form, informativ und unterhaltsam über die BASF-Innovationen und Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten zu berichten.
In der aktuellen Ausgabe informieren die Experten Dr. Peter Erk (Technischer Koordinator des Projekts "Organische Photovoltaik" bei BASF) und Dr. Karl Hensen (BASF Future Business GmbH). Die Podcast-Episode zur Organischen Photovoltaik ist zugänglich unter

http://corporate.basf.com/podcast/organische_photovoltaik" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">http://corporate.basf.com/podcast/organische_photovoltaik


Weitere Hördateien, unter anderem zu Energieeffizienz, Klimaschutz und ionischen Flüssigkeiten für die Herstellung von Solarzellen gibt es unter

http://www.basf.de/podcast

[blacky bergfuchser]

Hallo Meinolf,

erst mal großes DANKESCHÖN für deine Beiträge.

Als Fachmann kannst du mir vielleicht folgende Frage beantworten: Ich suche ein Solar-Batterieladegerät für meine normalen Akkus. Ist dir schon mal so etwas über den Weg gelaufen? Finde nix.

Gruß
blacky

[blacky bergfuchser]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.164.812 von blacky bergfuchser am 18.09.08 10:55:21

Hat sich erledigt. Hier ist eins:




http://www.yatego.com/gvb-handel/p,457d71e9763b5,4579403602f…

[lieberlong]

Senate Passes Energy Tax Bill Offering Solar Industry a Boost

By Daniel Whitten

Sept. 23 (Bloomberg) -- The Senate passed a $17 billion energy tax measure that gives an unprecedented boost to the solar-power industry and extends tax credits for wind as well as for refineries that process heavy oil.

The energy measure, passed by a 93-2 vote margin, is part of a tax bill pegged at more than $100 billion. The energy portion of the bill failed eight times in the Senate and has faced opposition in the House because portions of the legislation haven't been paid for with offsetting revenue.

``It is the most significant legislation ever introduced in Congress for solar,'' said Rhone Resch, president of the Solar Energy Industries Association. ``It will provide a stable market for businesses to grow over the next 10 years.''

First Solar Inc., Suntech Power Holdings Co. Ltd., SunPower Corp. and other companies would create 441,000 permanent jobs and inject $232 billion in new spending into the economy by 2016 because of the tax credits, according to a study commissioned by Resch's group.

The legislation ``will help take that industry to new heights,'' said Senator Maria Cantwell, a primary proponent of the renewable energy tax credits. The Washington Democrat told reporters today the proportion of renewable tax breaks to those for fossil fuels was two-thirds to one-third.

The measure extends through 2016 an investment-tax credit for solar projects. A narrower version of the credit has been in effect for three years, and with other renewable electricity tax breaks, is set to expire this year.


It will extend by one year a tax break for wind-power production and by two years for other renewable sources such as geothermal and biomass electricity. It also includes credits for coal projects that mitigate carbon emissions and for advanced cars such as plug-in hybrids.

Tax-Break Extension

Lawmakers broke a logjam and paved the way for today's passage last week with a two-year extension of a tax break that goes to refineries retooled to handle heavier fuels, such as from Canadian oil sands production. The measure also would send money to 29 Texas counties to respond to the effects of Hurricane Ike, which hit the state's coast on Sept. 13.

Senate Majority Leader Harry Reid, a Nevada Democrat, said the bill would go to the House for a possible vote tomorrow and asked lawmakers in that chamber not to alter the Senate bill.

``Don't send us back something else,'' Reid said in comments on the Senate floor today addressed to the House. ``It will not pass. If they try to mess with our package, it will die.''

Senator Max Baucus, a Montana Democrat who sponsored the measure, said he expected the House would tweak the bill, but that it would be ``window dressing'' and he said the bill will go to President George W. Bush for his signature.

Provision for Revenue

The revenue-generating provisions include curtailing a tax break oil companies get for job creation and for overseas production and ending the ability of hedge-fund managers to defer taxes on profits earned in offshore funds.

The White House Office of Management and Budget issued a statement today saying the administration opposes the new taxes, but that the president would sign the bill.

``These provisions will increase the costs of American oil production, will give further advantages to foreign suppliers, and will likely result in higher prices at the pump,'' the office said.

The agreement would extend the alternative-minimum tax relief without revenue increases. The other so-called tax ``extenders'' in the bill, such as the research credit, will be ``substantially paid for,'' said Baucus, the Finance Committee Chairman.

To contact the reporter on this story: Daniel Whitten in Washington at [e-mail]

[lieberlong]

Weltkarte der Zell- und Modulproduzenten:

http://www.sonnewindwaerme.de/sww/content/archiv/archiv.php?…

[meinolf67]

Hallo zusammen,

melde mich hiermit nach 3 Wochen echtem (fast ohne Internet) Urlaub wieder zurück.

Ist ja einiges passiert inzwischen.

Habe bisher nur im Depot gearbeitet und noch fast keine Nachrichten durchgesehen, glaube aber, daß die ITC-Passage letzte Woche etwas Großes sein müßte.

vor dem hintergrund verstehe ich die aktuelle Kursentwicklung nicht, bzw. müßte den Gesamtmarkt bemühen.

Habe heute Positionen in Q-Cells, Suntech, Solarworld, Yingli, Solar Integrated, Energy Conversion, SMA, Arise und Firstsolar gekauft.

Dazu noch Wacker und MEMC.

Bin mal gespannt, ob das gut oder ein Fehler war.



Habe gehört, in spanien solle es auch zu mehr Volumen kommen, als zu Beginn September erwartet; stimmt das?

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.436.464 von meinolf67 am 06.10.08 15:29:34

Einen besseren Zeitpunkt für Urlaub ohne Internet, hätte man sich nicht aussuchen können.

Deine Einkaufstour wird sich sicherlich lohnen. Die Kursentwicklung ist mir ebenfalls ein Rätsel.

Wenn da böse Große dahinter stecken, dann hoffe ich, dass denen bald ein ordentlicher Maulkorb und eine dicke Kette angegelegt wird. Das Manager mit Ihrem privaten Vermögen haften sollen, ist ein gute Massnahme. Vielleicht sollte man öffentliche Folter ebenfalls wieder einführen - dann vergeht den Vorständen schon das Lachen und sie handeln endlich wieder nachhaltig.

Ich denke, dass die aktuellen Probleme klar gezeigt haben, dass der Markt nicht unkontrolliert arbeiten darf.

Auf einen gescheiten Neuanfang mit viel mehr grüner Energie.

Gambe.

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.436.464 von meinolf67 am 06.10.08 15:29:34

Habe heute Positionen in Q-Cells, Suntech, Solarworld, Yingli, Solar Integrated, Energy Conversion, SMA, Arise und Firstsolar gekauft.

Und schon wieder bereut?!

[Tri2Sol]

Solarvalue organisiert Planungszyklus neu; Verschiebung des industriellen Produktionsbeginns

http://de.biz.yahoo.com/09102008/356/dgap-news-solarvalue-or…

Ich vertrete nach wie vor (und angesichts der aktuellen Entwicklung, wo Obiges ein "gutes" Beispiel darstellt) die Meinung, dass die von manchen prognostizierte "Siliziumschwemme" noch was länger auf sich warten lässt. Mit allen Folgen für das angebliche "Überangebot". Sicherlich wird es Überkapazitäten geben (haben wir ja heute schon, bei Zelle und erst recht bei Modul), aber ein massives Überangebot???

[meinolf67]

???:

Ahead of the Bell: Analyst cuts solar estimates
Friday October 10, 9:24 am ET
Analyst sees solar supply outpacing demand in '09, but cuts estimates, targets due to economy

NEW YORK (AP) -- Supply issues that have plagued the solar industry in recent periods will likely ebb in 2009, an analyst said Friday while cutting estimates due in part to the current credit crunch.

Lazard Capital Markets analyst Sanjay Shrestha said that next year will likely mark the first year where supply exceeds demand

"This supply/demand imbalance could persist for several quarters, requiring the industry to work collectively to expand existing markets and establish/open new geographic territories," Shrestha said in a note to clients.

In addition, leading solar companies will likely see their cost of borrowing remain stable, and industry dynamics could make them even stronger as the economy emerges from the credit crunch, he said.

Yet due to the economic state, Shrestha lowered estimates and price targets on 11 solar companies. But because so many solar shares have dropped in recent months, Shrestha kept a "Buy" rating on all of the companies and said he expects "relatively positive" third-quarter earnings.

In premarket trading, shares of GT Solar International Inc. fell 57 cents, or 10 percent, to $5.12; shares of Canadian Solar Inc. dropped $1.45, or 10 percent, to $10; shares of JA Solar Holdings Co. shed 59 cents or 9.5 percent, to $5.60; and shares of Solarfun Power Holdings Co. decreased 35 cents, or 5.7 percent, to $5.79.

[SLGramann]

Ich möchte hier auf die letzte Photon hinweisen, in der zwei interessante Artikel enthalten waren, die auf einen zumindest für mich unerwarteten Tenor hinauslaufen, der da heißt: Die Idee, dass Silizium-Solarzellen über die Zeit ihre Leistungsfähigkeit einbüßen (Degradation), ist nicht haltbar.

Jeder "weiß" scheinbar, dass Solarzellen jedes Jahr 0,5 bis 1% ihrer Leistung verlieren. Die Sache ist nun aber, dass das die Messergebnisse des Frauenhoferinstituts einfach nicht bestätigen - und die haben Module, die zig Jahre alt sind und messen sehr regelmäßig und sehr genau.

Ein anderer Artikel beschreibt die Solaranlage eines Privatmanns, eines Solarpioniers der ersten Stunde, der seine Anlage 1992 errichtet hat (wenn ich das jetzt richtig erinnere). Auch dieser Mann misst seit dem Aufbau die Leistung - früher täglich, nun monatlich. Degradation? Gibt es nicht.

Ein Interview mit dem Mensch von Frauenhofer hat etwa folgende Aussage gebracht: "Es gibt keinen physikalischen Grund, warum die Leistung eines Solarmoduls über die Jahre und Jahrzehnte immer weiter absinken sollte. Wenn ein Modul ausfällt, wird es schlagartig geschehen, weil die Verkapslung versagt, Feuchtigkeit eindringt und das Modul zerstört wird."

Mein Fazit: Das gesamte "Degradations-Konzept" ist mehr als fragwürdig; offenbar physikalisch-theoretisch unsinnig und empirisch nicht belegbar.

Die Lebensdauer von Modulen wird wohl vielmehr von der Qualität der Verarbeitung (der Verkapselung) bestimmt werden. Für Wirtschaftlichkeitsberechnungen muss dieser Umstand stärker ins Blickfeld rücken. Dass die Anlagen nach 20 Jahren tot sind, dürfte jedenfalls ein Märchen sein, wenn man nur auf Qualität achtet.

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.545.218 von SLGramann am 13.10.08 10:36:48

Wie wirds wohl bei Dünnschicht aussehen? Hier kann man ja schlecht ein 10 Jahre altes Modul testen! Wie verhalten sich die einzelnen Halbleitermaterialien über 20 Jahre und mehr hinweg?

[lieberlong]

Photovoltaik in Frankreich: 3 % bis 2020, ein Neuanfang um mit der globalen Entwicklung Schritt zu halten

Hamburg (iwr-pressedienst) - Im Jahr 2007 gingen in Frankreich zwischen 40 bis 50 MW ans Netz gegenüber 1.100 MW in Deutschland. Die gesamte französische Photovoltaik-Kapazität hat sich damit auf 80 MW verdoppelt, liegt aber weit hinter Deutschland zurück mit 3.800 MW. Laut Auskunft der Tochtergesellschaft für Erneuerbare Energien des großen nationalen Stromkonzerns EdF, EdF Energies Nouvelles, will Frankreich in den nächsten drei bis vier Jahren eine Gesamtkapazität von mindestens 2.000 MW ansteuern.

Der französische Solarenergie-Verband ENERPLAN hat kürzlich eine Studie über den derzeitigen Stand des französischen Photovoltaikmarktes in den einzelnen Regionen und seine Aussichten bis zum Jahre 2020 herausgegeben. ENERPLAN geht davon aus, dass die mit der gebäudeintegrierten Energieeffizienz verknüpfte Photovoltaik mit 13,4 GWp bis zu 3 Prozent des französischen Stromverbrauchs abdecken könnte. Dies bedeutet eine Verdreifachung, gegenüber der Zielsetzung des Umweltgipfels Grenelle de l’Environnement aus dem Jahre 2007. ENERPLAN vertritt die französische Solarindustrie und den Handel (Hersteller, Ausrüster, Projektentwickler, Installateure, Architekten, Energieversorger etc.).

Was hat zu dieser Neueinschätzung geführt? Einerseits werden nach ENERPLAN die Herstellungskosten von Photovoltaik-Systemen sinken. Andererseits rechnet man angesichts der europaweit steigenden Energiepreise mit einem Schub für den Solarstrom. Die europäischen Solar-Hersteller gehen davon aus, dass in den südlichen Ländern Europas bereits im Jahr 2010 der beim Verbraucher erzeugte Solarstrom mit dem konventionellen Netzstrom preislich mithalten kann.

Welche Auswirkungen hat das auf die französische Bau- und Solarenergiebranche? Die mit der Solarthermie und der Energieeffizienz verknüpfte Photovoltaik ist ein Schlüssel zur Verbreitung von Plusenergie-Häusern in Frankreich bis 2020. Positiv wirken auch die 2006 eingeführten finanziellen Anreize des französischen Staates: Der Fördertarif für Solarstrom aus Freiland- und Dachanlagen wurde nahezu verdoppelt. Die Einspeise-Vergütung für Strom aus gebäudeintegrierten Photovoltaik-Anlagen wurde sogar auf 550 Euro pro MWh angehoben. Private Haushalte erhalten seit 2006 eine sofort erstattete Steuergutschrift, in Höhe von 50% der Ausrüstungskosten. Bei solarthermischen Großanlagen erstatten die Regierung und regierungsnahe Organisationen auf Antrag über diverse Zuschüsse bis zu 80% der Investitionskosten.

Die Rahmendingungen für Solar-Projekte in Frankreich sind Thema eines Seminars der Unternehmensberatung für Erneuerbare Energien – Annette Nüsslein. Dieses Seminar wird in Kooperation mit der Invest in France Agency, Düsseldorf, durchgeführt. Es referieren u. a. Paul Kaaijk von der französischen Energieagentur ADEME, Reinhard Eckert von der Würth Solar und Stefan Engler von Hans & Associés.


http://www.iwrpressedienst.de/Textausgabe.php?id=2941

[lieberlong]

Schweizer Einspeisetarife ab 01.01.2009

http://www.sonnewindwaerme.de/sww/content/archiv/archiv.php?…

[meinolf67]

schon was älter, aber ich arbeite den Rückstand noch auf:


SOLAR DAILY
Taiwan Solar Cell Revenues Soar In First Half of 2008

-
by Staff Writers
Taipei, Taiwan (SPX) Sep 22, 2008
Taiwan's manufacturers of solar cells used to generate electricity reported revenues in the first half of 2008 that soared by 69.6 percent from the same period a year ago on strong demand from European nations such as Spain and Germany.

Six of the solar cell makers listed on Taiwan's stock exchange reported first half 2008 revenues of NT$35.6 billion (US$1.1 billion) compared with NT$21 billion in the same period a year ago, based on information the companies provided to the stock exchange authorities.

The companies are Motech Industrial Inc., Gintech Energy Corp., E-Ton Solar Tech, Sino-American Silicon Products Inc. Sinonar Corp. and Green Energy Technology. Motech, Gintech and E-Ton are among the world's ten largest solar cell makers by revenues.

Demand for solar cells and other sources of alternative energy has taken off after prices of oil soared the past 12 months. Governments in Europe and Japan have subsidized the installation of solar energy facilities. Demand for solar cells in the first half of this year has helped to boost average selling prices (ASPs), according to analysts who cover the companies.

"There has been an increase in ASPs due to supply constraints and strong demand from Spain," said Daiwa Securities analyst Pranab Kumar Sarmah. "There has also been a strong output ramp for a few new entrants such as Gintech."

Sarmah expects the next U.S. president to decide on a new Federal Income Tax Credit (ITC) for solar systems, which expires at the end of this year. Residential users may delay purchases until the new ITC is in place, and pent-up demand has the potential to explode from the second half of 2009, assuming the new president provides similar or better federal incentives, he adds.

Still, demand may slow during the rest of this year if some European nations cut subsidies, analysts say.

"While many seem to recognize the potential market impact from the reduced subsidy in Spain, industry players are still optimistic on the long-term growth prospects, which we agree with," says Citigroup Global Markets analyst George Chang.

This year, the solar cell manufacturers have been the best performing segment in Taiwan's high technology industry, which includes companies making everything from semiconductors, flat-panel displays, computers, mobile phones and digital music players, analysts say.

The strong outlook for the industry is attracting more investment and manufacturers in Taiwan's solar cell business.

Green Energy Technology, which makes silicon wafers that are used as a basic material in solar cells, announced on Sept. 1 it won annual orders worth of 39.86 million euros (US$58.77 million) to supply thin-film solar modules to Germany and Spain next year. The company has been cooperating with Applied Materials of the U.S. to develop a new 8.5 generation thin-film solar production line in Taoyuan that can produce large 2.2m x 2.6m thin-film modules with a power output of 343W per unit.

Applied Materials is the world's largest supplier of equipment used to make semiconductors, flat-panel displays and solar cells. The company in July broke ground for expansion of its Taiwan Manufacturing Center to meet demand for flat-panel display and solar cell manufacturing equipment. The company estimated the investment to be worth about US$17 million.

Taiwan Glass Industrial Corp. said earlier this year that starting in August, it would invest US$11.9 million to start production of special glass used in the production of solar cells.

By 2012, the value of Taiwan's solar industry production may reach NT$500 billion as the government promotes the use of sources of energy alternatives besides oil, according to Taiwan Premier Liu Chao-shiuan.

Taiwan should endeavor to develop green environmentally friendly industries and high value-added knowledge-intensive industries, the Taiwan Environmental Protection Administration said in a statement on its website. The government has helped to fund investments in solar cell research and technology as it aims for foster development of this new industry.

[dicki31785]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.546.220 von lieberlong am 13.10.08 11:45:03

naja mit einem deckel von 14 MW in der schweiz ist da nicht viel zu holen...und die ösis scheinen ja nicht mal mehr zu foedern....eher weniger wenn nur 8 millionen an foerderung bereit stehen..mfg CW

[meinolf67]

SunPower, Suntech Expect U.S. Tax Credit to Rescue Solar Power

By Christopher Martin

Oct. 14 (Bloomberg) -- SunPower Corp. and Suntech Power Holdings Co., solar manufacturers that lost half their value in the past month, are counting on tax credits in the U.S. bank bailout bill to boost sales as European incentives wane.

Utilities, warehouses and retailers from Wal-Mart Stores Inc. to Whole Foods Market Inc. can deduct 30 percent of a solar system's cost from federal income taxes. The savings are part of the $700 billion legislation to bolster the banking industry, which also contained tax breaks for wind power and fuel cells.

Solar manufacturers lost more than $27 billion in market value in a month as concern mounted a U.S. recession and the 45 percent decline in oil prices will reduce demand for renewable energy. U.S. subsidies for the next eight years may help solar power compete with coal as Spain and Germany, the world's largest markets, reduce subsidies.

``Utilities in the U.S. are opening their minds to rooftop solar and that's going to be huge for the SunPowers of the world,'' said David Prend of Rockport Capital Partners in Boston, which manages $800 million in clean technology startups. ``The bank bailout package will rescue solar.''

The World Solar Index more than doubled in 2007. As U.S. markets declined this year, SunPower, based in San Jose, California, tumbled 60 percent to $52 in New York trading, while Suntech lost 66 percent to $27.70. Phoenix-based First Solar Inc., which makes the cheapest solar modules, sank to $117.45 last week from a record $311.14 on May 16 in Nasdaq trading, before rebounding yesterday.

Executives, investors and customers will gather in San Diego this week for the Solar Power International 2008 conference to explore ways to profit from the $17 billion incentives added by the Senate to the bailout plan. They will also discuss how to improve lending for households and companies who want to install clean-energy systems.

Solar Panels

China's Suntech, the world's biggest maker of solar cells, expects the U.S. will overtake Germany as the largest solar market in a few years, said Chief Executive Officer Zhengrong Shi.

Spanish solar installations may drop to 500 megawatts next year from about 1,400 this year, according to Lazard Capital Markets. Germany's solar incentive, a feed-in tariff, is declining by at least 5 percent a year.

The price of a solar power module will slip 15 percent to 20 percent next year, estimates Paul Clegg, an analyst at Jefferies & Co. in New York. The panels sell for $4.85 per watt, according to Solarbuzz, an industry publisher that conducts price surveys.

``We're starting off in a hole in 2009,'' said Clegg, ``Pricing and margins will be down next year.''

Shade-Free Roofs

There are 30 billion square feet of large, flat, shade-free roofs in the U.S., space for enough panels to produce as much as 150,000 megawatts of solar power, according to Navigant Consulting in Chicago. That's enough to supply 25 percent of U.S. electricity demand at a cost of about $650 billion.

Wal-Mart, the largest U.S. retailer, has 17 stores and distribution centers with solar panels and plans to add at least five more, according to its Web site. Whole Foods was the first national retailer to install a solar system at its site in Berkeley, California, in 2002 and has added systems on other outlets that get up to 24 percent of their needs from solar.

Wal-Mart and Whole Foods spokesmen didn't immediately respond to calls seeking comment.

Schott Solar GmbH, a unit of Schott AG that last week shelved an $899 million (657 million euro) initial public offering, plans to complete a factory in Albuquerque next year to produce 70 megawatts of modules annually, enough to supply 56,000 homes with electricity.

Solyndra Inc., a manufacturer backed by Richard Branson's Virgin Group Ltd., Wal-Mart's Walton family and Rockport, the venture capital firm, has raised $600 million to expand output.

Planned Expansion

Solyndra's factory in Fremont, California, can make up to 110 megawatts of panels annually, and Chief Executive Officer Chris Gronet plans to build a second factory with a 420-megawatt capacity next year. The company has a backlog of orders worth $1.2 billion, mostly in Europe and California.

``We are planning to aggressively ramp up production,'' Gronet said in an Oct. 3 interview in New York. The company has enough financing to expand production and will consider selling shares when the market improves.

PG&E Corp., the San Francisco-based owner of California's biggest utility, said 25,000 of its 5 million customers have installed rooftop solar systems.

``The market is ready to take off,'' said David Rubin, director of service analysis at PG&E, on Sept 25. The utility last month signed contracts to buy 800 megawatts of solar energy.

New York's Long Island Power Authority has 1,250 customers with solar panels, and plans to award a contract for 50 megawatts of rooftop systems by the end of the year, Chairman Kevin Law said in a Sept. 25 interview.

[burnaby]

Solyndra-The New Shape of Solar.

Stealth solar startup raises $600 million


Photos: Solyndra
SAN FRANCISCO - The chatter of the Financial District types who lunch at One Market is a bit deafening, so I’m sure I’ve misheard when Solyndra CEO Chris Gronet tells me how much funding his stealth solar startup has raised. “You said $60 million, right?” I ask.

“$600 million,” he replies.

That pile of cash from investors ranging from Silicon Valley venture capitalists to Richard Branson to the Walton family wasn’t the only big number Solyndra revealed to Green Wombat in anticipation of the solar panel manufacturer’s public debut Tuesday after operating undercover for more than three years. “We have $1.2 billion in orders under contract,” says Kelly Truman, the Fremont, Calif.-based company’s vice president for marketing and business development.

The stealth startup is a Silicon Valley archetype, along with the baby-faced Web 2.0 mogul and the millionaire stock-option secretary. But perhaps no company in recent memory has managed to hire more than 500 people and build a state-of-the-art thin-film solar factory - in plain view of one of the Valley’s busiest freeways - without attracting much attention beyond a few enterprising green business blogs.


Thin-film solar has been something of a Holy Grail in Silicon Valley, with high-profile startups like Nanosolar - with nearly $500 million in funding itself - all vying to be first to market with copper indium gallium selenide solar cells. CIGS cells can essentially be printed on flexible materials or glass without using expensive silicon. While such solar cells are less efficient at converting sunlight into electricity, production costs are expected to be significantly lower than making traditional silicon-based modules. (Thin-film companies like First Solar (FSLR) - also backed by the Waltons - use an older technology.)

Yet Solyndra bursts onto the scene with a factory operating 24/7 and a billion-dollar book of business. The reason for Solyndra’s secrecy - and success with investors and customers - is sitting in a bazooka-sized cylinder propped up beside Truman at the restaurant. He pulls out a long, black glass tube that is darkened by a coating of solar cells.

The cylindrical shape is the key, according to CEO Gronet. Conventional rooftop solar panels must be tilted to absorb direct sunlight as they aren’t efficient at producing electricity from diffuse light. But the round Solyndra module collects sunlight from all angles, including rays reflected from rooftops. That allows the modules, 40 to a panel, to sit flat and packed tightly together on commercial rooftops, maximizing the amount of space for power production.

“We can cover twice as much roofspace as conventional solar panels and they can be installed in one-third the time,” says Gronet, a boyish 46-year-old who holds a Stanford Ph.D. in semiconductor processing and was an 11-year veteran of chip equipment maker Applied Materials (AMAT) before he started Solyndra in May 2005.

And because air flows through the panels they stay cooler and don’t need to be attached to the roof to withstand strong winds. That means installers simply clip on mounting stands and then snap the panels together like Legos.

“For flat commercial rooftops this is game-changing technology,” said Manfred Bachler, chief technical officer at European solar installation giant Phoenix Solar, in a statement.

Solyndra’s target is the 30 billion square feet of flat roofspace found on big box stores and other buildings in the U.S., according to Navigant Consulting - a potential $650 billion solar market. The emerging business model is for a solar developer to finance, install and operate a commercial solar array and then sell the electricity to the rooftop owner. Solyndra’s business is to supply the solar panels to the installers, a market crowded with competitors like SunPower (SPWRA) and Suntech (STP).

A good chunk of the $600 million the company has raised has gone toward building its 300,000-square-foot solar fab. A video Gronet and Truman played for me shows a highly automated factory, with robotic assembly lines and robot carts moving the solar modules through the production process.

The fab - which can produce 110 megawatts’ worth of solar cells a year - already is shipping panels to big customers like Solar Power in the U.S. and Germany’s Phoenix Solar - three-quarters of its $1.2 billion in orders are destined for European companies. Solyndra is in the process of obtaining permits for a second 420-megawatt fab in Fremont; upon its completion, Solyndra would become one of the biggest solar cell manufacturers in North America. (Gronet says a third fab will be built in Europe, Asia or the Middle East.)

That has helped Solyndra attract a long list of investors, from Silicon Valley VCs like CMEA and US Venture Partners to Madrone Capital - the Walton family’s (WMT) private equity fund - and Masdar, the Abu Dhabi company whose mission is to transform the oil-rich emirate into a green tech powerhouse. Another high-profile investor is Richard Branson’s Virgin Green Fund.

“We looked at 117 solar companies and have made two investments, including Solyndra,” says Anup Jacob, a partner at Virgin Green Fund and a Solyndra board member. “Dr. Chris Gronet and his team came out of Applied Materials and really took the best and brightest of Silicon Valley. They’re great scientists and operations people.”

Jacob told Green Wombat that Virgin hired Stanford scientists to evaluate Solyndra’s technology and engineering firms to vet its solar factory. “Because we’re late-stage investors, we were able to look at all their major competitors,” he says. “There’s a number of well-heeled solar companies that have said they are going to do a lot of things but haven’t delivered.”

Virgin concluded that Solyndra could make good on its promise to make solar competitive with traditional sources of electricity. “As a rooftop owner, all you care about is how much electricity you can get from your rooftop at the cheapest price possible,” he says.

One challenge, he adds, was keeping mum about Solyndra. “I gotta tell you that Richard Branson is a guy who loves to talk about what’s he’s doing and it was real effort to honor Solyndra’s wishes to keep quiet.”

[lieberlong]

Florida muni readies US' first 'feed-in tariff' for solar power

Boston (Platts)--14Oct2008
The Gainesville, Florida, municipal utility said city officials have
directed it to develop what would be the US' first use of the German-style
"feed-in tariff" that would guarantee residental and business customers
above-market prices for power they produce from photovoltaic panels and other
solar installations.

John Creider, utility analyst with Gainesville Regional Utilities, said
the tariff, if approved by city officials early next year, would require
customers who install solar panels to deliver all of the power they generate
to the grid and at a kilowatt-hour price that would be guaranteed for 20
years. GRU's initial proposed price, which was discussed at a Monday workshop
for city commissioners, is 26 cents/kWh, though Creider noted that could
change.

Under Germany's feed-in tariff, the government pays participants about 45
cents/kWh for solar-generated power.

Creider said that four state legislatures -- in Michigan, Maine, Rhode
Island and Illinois -- are considering bills that call for feed-in tariffs,
but none has approved such legislation.

For more news, request a free trial to Platts Electric Utility Week at
http://www.platts.com/Request%20More%20Information/index.xml…
or subscribe now at http://getelectricutilityweek.platts.com


http://www.platts.com/Electric%2520Power/News/6980269.xml

[meinolf67]

First Solar CEO: Tax Credits Alone Not Enough to Win Over Customers
by: Greentech Media October 16, 2008 | about stocks: ABGOF.PK / DUK / FSLR


By Ucilia Wang

First Solar (FSLR) CEO Michael Ahearn said Wednesday his company is in good shape to weather the financial market crisis but warned that the potentially higher cost of building solar power systems could lead to a "dramatic effect on the cost of electricity.

Ahearn spoke on a Solar Power International conference panel with executives from Duke Energy (DUK), SolarCity and Abengoa Solar (ABGOF.PK) and discussed a variety of topics that ranged from building a new grid to problems consumers and utilities face in making sure they get what they pay for.

The impact of the credit crunch and worsening economy was the top question posed to the panel. Ahearn said the Tempe, Ariz.-based First Solar has built a good business selling its thin-film panels to Europe, where strong government incentives have made Germany and Spain the two largest solar energy markets in the world.

Ahearn also pointed out that the cost of solar electricity is closely tied to the cost of engineering and installing a solar energy system, whether it's for a utility or a homeowner. As a result, the faltering economy and the credit crunch could increase the cost of setting up a solar power system for utilities or consumers.

"You can't continue like this for very long," Ahearn said. "There is a potential higher cost of the capital, and we will have to see what impact it will have. It's hard to say."

He said the recent passage of tax credits for utilities, businesses and homeowners to develop and install solar energy systems will make it easier for companies like First Solar to expand its reach in the United States.

In fact, the tax credits, which Congress approved earlier this month and will take effect in January, might change who develops and operates solar power plants in the utility market, Ahearn said. For the first time, utilities can use the tax credits, which will give them the incentives to develop power plants themselves.

Currently, utilities sign contracts with project developers – some of them solar equipment makers – to buy electricity from solar power plants that will be built, owned and operated by the developers. The model is cheaper for utilities, many of which have to meet state mandates that require a certain percentage of the electricity sold to come from renewable sources.

"We might see a whole-sale shift, from [the power purchase agreement model] to utility retained generation. That could make a certain amount of sense," Ahearn said.

Lyndon Rive, CEO and founder of Foster City, Calif.-based SolarCity, said educating consumers about the benefits of tax credits, which will cut the solar energy system cost by 30 percent, will be key in persuading consumers to invest in solar during the economic downturn. Convincing banks to loan money to solar energy system installer such as SolarCity also will become tougher.

"The banks are being more strict on businesses plans and execution," Rive said.

Rive said another problem that installation and service company like his faces is a lack of standards to assure consumers that they are getting their money's worth.

Without some metrics, consumers have a hard time distinguishing among a slew of solar energy service companies that have emerged in recent years.

"We have to step out and guarantee what the production is going to be, and you have to be there to support it," Rive said. "It will eliminate fears from consumers."

Ahearn said no good policies exist that encourage accountability from solar power developers carrying out million-dollar projects to sell energy to utilities. The same issue also happens in the residential solar market, he said.

"There is no policing around the quality of offers. If you look at the warranties today, it will be difficult for consumers to understand where there is a claim proven and who's responsible," Ahearn said. "You can get wide-spread disappointment over time, and it will come back to bite us."

[meinolf67]

Solar Companies Discuss Possible Effects of the Downturn on Their Industry


By Jennifer Kho

...

All the financial ups and downs have made the economy a key topic of conversation at the Solar Power International conference in San Diego this week.

As the Dow Jones Industrial Average and other indices plunged last week, rebounded this week and fell again Wednesday, solar companies have been trying to figure out how the credit crunch and the stock market roller coaster will impact the industry.

Some industry insiders say the solar industry is somewhat buffered from the economic storm and could help stabilize it, while others say the difficulty in raising capital could be a problem for companies trying to grow manufacturing and install projects.

California Gov. Schwarzenegger even weighed in on the discussion, on Monday saying a focus on the environment will boost the economy and create green jobs.

"Of course we are now facing tough economic times, but that's why we need to focus on solar and [the environment]," he said. "We should not listen to those who say [that] should take a back seat. That's just plain wrong."

It's still unclear whether companies will have a tougher time closing large rounds of project financing to meet their aggressive expansion plans.

But in what might be one small positive sign, Innovalight, a thin-film solar startup, has closed $5 million in debt financing from Leader Ventures and Silicon Valley Bank, the companies announced Wednesday (see Earth2Tech post).

The company is developing a solvent-based process for suspending silicon nanocrystals in a liquid ink solution and printing them on different substrates (read more about the company here and here).

Meanwhile, earlier this week, concentrating-solar company Soliant Energy said it raised $21 million in venture capital Tuesday and JinkoSolar, a Chinese silicon-wafer manufacturer, said it raised $35 million (see Earth2Tech post).

The size of solar venture-capital deals has skyrocketed, as VCs have closed larger greentech funds, competition for solar deals has increased and solar companies have reached the point where they need capital to build larger factories.

Solar companies raised $1.5 billion in 26 rounds in the third quarter, compared to $1.05 billion in 71 rounds in the whole of last year, according to Greentech Media's Venture Power Report (see Greentech Investments See Record 3Q).

And some VCs are positioning themselves to take up some of the slack from companies that might no longer to able to get debt financing (see VCs to Solar Startups: A Deal You Can't Refuse).

In a newsletter last week, for instance, SJF Ventures said it is "actively seeking companies with several million dollars in sales and exciting new growth opportunities that they cannot pursue via debt financing due to the current capital markets crisis."

Companies such as Nanosolar, AVA Solar and SoloPower each raised more than $100 million in deals that included venture capital in the third quarter.

But Nathaniel Bullard, a senior analyst at New Energy Finance, said there's not enough venture capital available to make up the debt financing needed to do utility-scale projects.

"This [economy] is certainly going to give people pause - anyone who needs to raise debt in a possible dead market, if you're not someone who's got equity lined up or VC funding," he said. "Debt financing is nonnegotiable. If you need it and can't get it, you can't build."

Chris Gronet, CEO of thin-film solar firm Solyndra, said that the financial markets aren't likely to impact his company, even though it plans to expand manufacturing capacity as fast as it can, because it has investors "with the resources and the long-term vision" to get through this time.

"We have to keep in mind that energy is a long-term issue," he said. "We believe the economy needs cleantech to help in the recovery, but the planet needs cleantech in order to survive."

Still, he said, the company is watching to see if the tightening of the credit market will impact solar project financing.

"We're keeping an eye on it," he said. "But so far, so good."

Bob Chew, who was president of SolarWrights before it merged with Solar Works and who will head the residential business for the newly formed, as-yet-unnamed company, says he expects the sluggish economy and credit situation will lead to more solar leasing next year.

As some customers shy away from spending the hard upfront cash to install systems themselves, leasing programs - which allow customers to finance the upfront costs of an installation in exchange for signing long-term contracts to buy electricity produced from the system – could become more attractive, he said.

Meanwhile, Jim Jenal, CEO of solar installer Run on Sun, said he thinks the shaky stock market will have little long-term impact.

"I tend to take a longer-term view, and I think this is going to shake out," he said. "It seems to me right now that people are very unstable in their outlooks. I think once the election – either way – there will be greater stability. I don't expect the credit crunch as such to last long term."

Julia Hamm, executive director of the Solar Electric Power Association, said the economic situation may have a short-term impact on the solar industry, but that she expects it will impact solar less than other industries.

After all, the solar industry is used to dealing with fluctuating policies and markets, she said. "It's been on the roller coaster ride its whole existence," she said. "Smart companies are aware of this and know how to weather short-term [challenges]."

Also, she said, utilities are moving full-speed ahead with solar installations, as a new tax-credit program passed earlier this month makes previously excluded utilities eligible for the credits.

"While we could maybe see a short-term downturn in residential and commercial markets - although hopefully not [now that the new tax credits have passed] - the utility [market] can be a bridge to keep the industry growing," she said.

Utilities in states such as California have been scrambling to meet requirements that they get a certain percentage of their electricity from renewable sources. They will still be working to meet those targets in spite of a weak economy, Hamm said.

"They're not going to say 'Time out, pause,' because the economy's bad," she said.

[lieberlong]

Start-up tries to manufacture a solar revolution

LEXINGTON, Mass.--1366 Technologies is a 20-person start-up that's chasing an ambitious goal--making solar power cheaper than coal-made electricity--through a series of small steps.

The company on Thursday hosted a ribbon-cutting ceremony here at its pilot facility plant, where its engineers are making changes to standard solar cell production to cut the cost of solar power to less than $1 per watt.

1366 Technologies' approach of layering on small efficiency gains to standard silicon cells has received positive reviews from solar industry watchers.

It is commercializing technology developed at the Massachusetts Institute of Technology by professor Ely Sachs. Sachs, now the chief technology officer of 1366 Technologies, on Thursday said that the company has a pipeline of improvements, each meant to build off the other, all while using incumbent silicon solar technology.

It's less flashy than pursuing radically new ideas, but the company projects that--with sufficient funding--it can hit its less-than-coal mark by about 2015, said President Frank van Mierlo.

"These are all basically manufacturing ideas--it's not new materials or trying to industrialize photosynthesis through some unlikely process," van Mierlo said. "It's just hammering away at manufacturing costs."

The company raised $12.4 million earlier this year on the basis of a light-capturing method. A "grooved ribbon" wire is placed below solar cells to reflect light back onto the cell that would otherwise be lost. That technology is being licensed to other cell manufacturers, van Mierlo said.

At its Lexington facility, company engineers are now testing what they refer to as "idea No. 2," using copper rather than silver-based wiring, which will improve electrical conductivity, van Mierlo explained.

Altogether, the company has four patents that it's seeking to commercialize, he said.

The Lexington plant is a pilot facility to test out the company's technologies based on polysilicon cells. The goal is to break ground on a large-scale manufacturing plant in one year for production in 2010, van Mierlo said. It will sell its cells to panel manufacturers.

To finance that expansion, the company hopes to raise another round of funding, on the order of $50 million, he said.

"The next step is an automated plant. In this industry, either you grow quickly or you will not be relevant," said van Mierlo.


http://news.cnet.com/8301-11128_3-10067714-54.html

http://www.1366tech.com/v1/

[lieberlong]

Photovoltaik Spanien: Die erste Eintragungsrunde für den neuen Einspeisetarif hat begonnen!
Original-Pressemitteilung vom 20.10.2008

Madrid (iwr-pressedienst) - In Spanien läuft seit dem 15. Oktober 2008 die Frist für die Teilnahme an der ersten Eintragungsrunde ("convocatoria") zur Vergabe des neuen Einspeisetarifs an Photovoltaikprojekte. Die Frist läuft bis zum 15. November 2008. Spätestens am 16. Januar 2009 werden die Projekte verkündet, denen in dieser Eintragungsrunde der neue Tarif zugeordnet worden ist.

Für die Berücksichtigung der Anträge spielt der Zeitpunkt der Antragstellung innerhalb der Frist keine Rolle. Es kommt also nicht darauf an, wer seinen Antrag zuerst eingereicht hat. Vielmehr ist es für die Vergabe des Einspeisetarifs entscheidend, welches Alter die wesentlichen Genehmigungen, Zuteilungen und Eintragungen haben. Die Antragsunterlagen können unter "http://www.mityc.es/es-ES/Servicios/OficinaVirtual/Procedimi… abgerufen werden.

Zum Hintergrund: Die spanische Regierung hat am 26. September 2008 das neue Köngliche Dekret über die Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen verabschiedet. Die Veröffentlichung im spanischen "Boletín Oficial del Estado" erfolgte einen Tag später, so dass das neue Königliche Dekret am 28. September 2008 in Kraft trat.

Bekanntlich erhielten den alten Einspeisetarif nur solche Photovoltaikanlagen, die vor dem 29. September 2008 die endgültige Eintragung im sog. Besonderen Erzeugerregister ("RIPRE") erlangt hatten. Die neue Regelung ist also buchstäblich in letzter Sekunde in Kraft getreten.

Das neue Königliche Dekret ("Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología") bringt fünf ganz wesentliche Neuerungen mit sich:

1. Die Photovoltaikprojekte werden neu aufgeteilt, und zwar in Dach- und Gebäudeprojekte zum einen, diese unterteilt in Projekte mit einer Nennleistung von weniger oder gleich 20 kW und solche mit einer höheren Nennleistung, und sonstige Projekte zum anderen. In letztere Kategorie fallen insbesondere die Freiflächenanlagen.

2. Es wird ein neues Register eingeführt, mit dem den vollständig entwickelten Projekten vorab - also vor ihrer Verwirklichung - ein Einspeisetarif zugeordnet wird. Einen regulierten Tarif erhalten seit dem 29. September 2008 also nur noch diejenigen Projekte, die in dieses neue Register, das sog. "Register über die Vorab-Zuweisung der Vergütung" (Registro de Preasignación de Retribución - "RPR") eingetragen worden sind.

3. Beim Einspeisetarif gibt es gleich mehrere Neuigkeiten: Die Neuregelung legt einen Einstiegstarif von 32 Cent pro kWh für die erste Eintragungsrunde in das RPR fest (mit Ausnahme der Dach- und Gebäudeanlagen mit einer Nennleistung von weniger als oder gleich 20 kW, die 34 Cent erhalten). Dies ist aber nur der Einstiegstarif für die erste Eintragungsrunde, schon in der zweiten kann sich dieser Einstiegstarif ändern, wenn in der ersten Eintragungsrunde mehr als 75% der ausgelobten Nennleistung in das RPR eingetragen werden. Desweiteren gibt es keine Aufteilung von Freiflächenanlagen in 100 kW-Projekte mehr. Freiflächenanlagen von einer Grösse von bis zu 10 MW werden vielmehr mit demselben Tarif vergütet. Schliesslich ist eine weitere Neuerung, dass der Tarif jetzt ausdrücklich nur noch für 25 Jahre gezahlt wird.

4. Es werden Obergrenzen für die Eintragung in das RPR festgesetzt. Auszugehen ist dabei von den Basis-Obergrenzen für das Jahr 2009: In den vier jährlichen Eintragungsrunden sollen in 2009 maximal 133 MW an Freiflächenanlagen und 267 MW an Dach- und Gebäudeanlagen eingetragen werden (von denen 10% auf die Kleinanlagen und 90% auf die Anlagen > 20 kW entfallen). In den Folgejahren reduzieren oder erhöhen sich die Basis-Obergrenzen je nach Entwicklung des Einstiegstarifs. Über die Basis-Obergrenzen hinaus werden ausnahmsweise für die Freiflächenanlagen in 2009 zusätzliche 100 MW und in 2010 zusätzliche 60 MW ausgelobt. Insgesamt sollen in den Jahren 2009, 2010 und 2011 ca. 1.500 MW in das RPR eingetragen werden. 2012 soll dann über eine neue Vergütungsstruktur entschieden werden.

5. Es muss jetzt für alle Anlagen der Aval über 500 Euro/kW hinterlegt werden. Nur bei den Kleinanlagen auf Dächern oder Gebäuden reduziert sich die Avalsumme auf 50 Euro/kW. Die Verpflichtung betrifft auch "Altanlagen", also solche, die nach den bisherigen gesetzlichen Vorschriften keinen Aval zu stellen hatten (insbesondere die Dachanlagen, aber auch die Freiflächenanlagen z.B. in Castilla-La Mancha!).

Dies sind die wesentlichen Neuigkeiten des Königlichen Dekrets. Darüber hinaus sind eine Vielzahl weiterer Regelungen, insbesondere über die Funktionsweise des RPR (Reihenfolge der Eintragungen gemäss der Chronologie der Projektentwicklung), die Anpassungen des Einstiegstarifs, die Anpassungen und Ergänzungen der Basis-Obergrenzen geschaffen worden, die zum Teil schwer verständlich sind.

Wichtig sind noch vier Bereiche, die nur kurz dargestellt werden sollen:

a) Übergangsregelungen

Es gibt einige Übergangsregelungen, die die Wirkungen des späten Zustandekommens der gesetzlichen Neuregelungen abmildern sollen: Für die zwei ersten Eintragungsrunden werden kurze Antragsfristen gesetzt, die für eine schnelle Rechtssicherheit bei denjenigen Anlagen sorgen sollen, die den Termin 29. September 2008 nicht haben einhalten können. Folgerichtig werden bei den ersten zwei Eintragungsrunden zuerst die Projekte eingetragen, die über die endgültige Eintragung im RIPRE verfügen (NB: Es lohnt sich also, auch nach dem 29. September 2008 die endgültige Eintragung weiterzuverfolgen).

b) Rückforderung bereits hinterlegter Avale

Nach dem Inhalt des Real Decreto 1578/2008 verschafft allein die Tatsache des Inkrafttretens der Neuregelung dem Anlagenentwickler die Möglichkeit, einen in der Vergangenheit hinterlegten Aval über 500 Euro/kW zurückzufordern. Wer allerdings den Antrag auf Eintragung seines Projekts in das RPR stellt, verliert diese Möglichkeit wieder.

c) Ausführungsfrist

Wer in das RPR eingetragen worden ist, hat eine Ausführungsfrist von einem Jahr einzuhalten, sonst wird das Projekt im RPR gelöscht und - vorbehaltlich besonderer Umstände - aus dem Aval vollstreckt.

d) Weitere Voraussetzung für den Erhalt des Einspeisetarifs

Ein besonderes Schmankerl hat sich der spanische Gesetzgeber mit der Einführung einer weiteren Voraussetzung für die Zuweisung des alten Einspeisetarifs vor dem 29. September 2008 erlaubt: Es sollen nur solche Projekte den Einspeisetarif des Real Decreto 661/2007 erhalten, die nicht nur vor dem 29. September 2008 die endgültige Eintragung im RIPRE erhalten hatten, sondern vor dem 29. September 2008 auch schon effektiv mit der Produktion und Einspeisung begonnen hatten. Bei dieser - rückwirkenden und deswegen zweifelhaften - Massnahme dürfte es sich um die Intention handeln, den alten Einspeisetarif dort wieder zu entziehen, wo die Erteilung der endgültigen Eintragung im RIPRE wegen des nicht vollständigen Abschlusses der Anlagenerstellung an sich nicht hätte erteilt werden dürfen.


http://www.iwrpressedienst.de/Textausgabe.php?id=2946

[UWR_Kerl]

Merill sagt:

http://www.matternetwork.com/2008/10/mixed-sun-clouds-solar.…

[meinolf67]

Energy Financing Gone With the Wind
At a Dow Jones conference, the head of BP's wind and solar business says money for funding renewable-energy projects has dried up. He also thinks wind-turbine makers should focus on developing technologies, not farms.
by: Ucilia Wang
Bullet Arrow October 22, 2008

Financing for wind farms has disappeared and fewer companies will be able to develop the kind of "mega projects" needed to feed the growing demand for energy, said Reyad Fezzani, CEO of BP's wind and solar operations, at the Dow Jones Alternative Energy Innovations conference Wednesday.
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In just the last month, money that typically would be available for building renewable-energy projects has "completely dried up," thanks to the financial market crisis, Fezzani said during a keynote and on-stage interview with Yuliya Chernova, editor of Dow Jones' Clean Technology Insight.

To weather the downturn, BP and other companies will have to fund those wind farms and solar-power plants using equity finance. They can then refinance when the credit crunch eases, Fezzani said.

"This is a serious issue for those who don't have equity on the balance sheet to continue to operate," he said. "You probably will see behind the scene, frantic activities to bridge the gap."

Fezzani's remarks reaffirmed what many solar, wind and biofuel industry executives have expressed since the fall of a series of U.S. investment banks and mortgage lenders (see Lehman's Fall to Create Greentech Woes and VCs to Solar Startups: A Deal You Can't Refuse).

His comments also came the same day that Carpinteria, Calif.-based Clipper Windpower said it had completed a joint-venture agreement with BP Wind Energy to develop a 5,050-megawatt wind farm in South Dakota.

Fezzani said the South Dakota project represents the "next frontier" for wind-farm development, and one in which only a small group of companies can participate. Iberdrola, the Spanish wind energy giant, is another player (see Iberdrola to Spend $1B on Renewable Energy).

Despite the difficult times ahead, Fezzani said Americans' demand for electricity shows no signs of lagging, making wind and solar projects good bets in the long run.

Fezzani also sees a trend in which wind-turbine makers will devote less money and energy on building wind farms to create a market for their products.

"You will find that the days of wind turbine manufacturers bidding into projects are behind us," Fezzani said. "We need them to invest in R&D to prove the efficiency of their products."

Chernova asked Fezzani about his company's plan to nix a solar factory expansion plan in Maryland, and Fezzani largely evaded the question with statements about how bullish he feels about the solar market in the United States.

"When it comes to deciding where we focus on investments, we do it like everybody else," Fezzani said. "It's economically driven."

BP Solar recently halted a $97 million plan to build a silicon-ingot factory at its headquarters in Maryland, citing intense competition from low-cost producers in Asia (see BP Solar Nixes Factory Expansion).

[lieberlong]

Solar spot market prices fall

http://www.digitimes.com/news/a20081023PD210.html

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.673.449 von lieberlong am 23.10.08 13:33:12

Thx

[meinolf67]

UK set to approve feed-in tariff for renewables micro-generation - UPDATED
22 October 2008 | By David Owen |

Houses of ParliamentToday the UK parliament has published amendments to the Energy Bill, which provide more information on the potential feed-in tariff for renewable energies. Ed Miliband, Secretary of State for the Department of Energy and Climate Change in the UK, said last week in a presentation to the House of Lords that he intends to amend the current energy bill that goes before the Houses of Parliament this week.

A timeframe of one year has been put on implementation from the passing of the bill. Quoted from amendment 5 (1) “The Secretary of State shall make regulations within one year of the day on which this Act is passed for the purpose of introducing a renewable energy tariff for a specified fixed period to specified producers of renewable energy.”

These regulations will cover tariff levels and conditions including: amount of the feed-in tariff by technology, size and class; who will be eligible; how it will be funded; who will administer the scheme; and importantly the right of “specified producers of renewable energy to have their production conveyed into a distribution system as a priority.”

Renewable source (of energy) is defined in the Utilities Act 2000 (c.27) as “renewable sources means sources of energy other than fossil fuel or nuclear fuel”.

The document goes on to stipulate that The Secretary of State within three months of the passing of the bill must make regulations “for the purpose of granting permitted development status (developments that do not require planning permission) to specified micro-generation installations”. Importantly these clauses relate directly to small wind turbines and air source heat pumps but include “any such further technologies The Secretary of State may consider appropriate”.

It seems likely that any feed-in tariff could include PV and solar thermal as part of the package. At the least the amendments allow for solar power to be included during the regulatory process.

Reported on 17-10-08
Ed Miliband, Secretary of State for the Department of Energy and Climate Change in the UK, said yesterday in a presentation to the House of Lords that he intends to amend the current energy bill that goes before the Houses of Parliament next week. The amendment should see the inclusion of a feed-in tariff for the micro-generation of renewable energies.

The newly-formed Department of Energy and Climate Change was created by the Prime Minister on the 3rd of October to “give an even greater focus to solving the twin challenges of climate change and energy supply.”

Ed Miliband said in his speech to Parliament, “...but having heard the debate on this issue, including from many colleagues in this House, I also believe that complementing the renewables obligation for large-scale projects, guaranteed prices for small-scale electricity generation, feed-in-tariffs, have the potential to play an important role, as they do in other countries.”

The UK has signed on to the EU directive to produce 20% of all energy through renewable sources by 2020. However, the UK government has come under much criticism over the past few years for doing little to achieve this goal. Should the current scheme of ROCs (Renewable Obligation Certificates) remain as it is, then the UK will only achieve 5% by 2020.

The move by the Prime Minister to create the new department has been met with wide approval from such industry associations as REA (Renewable Energy Association) and the STA (Solar Trade Association). The amendment was lobbied for by REA acting on behalf of over 35 organisations including Sharp UK, Schott UK and Solar Century.

The UK energy market was the equivalent of 232.1 million tons of oil in 2006. Currently, less than 2% of energy is produced by renewables.

There are three crystalline module manufacturers in the UK: Sharp in Wales, a company that converted their VCR factory, GB SOl and Romag. G24i is working with thin films and PV Crystalox is the only ingot manufacturer in the UK.

The UK renewable energy strategy consultation document outlines a possible feed-in tariff system (pictured below).

[UWR_Kerl]

Das Wort zum langen Sonntag
(Uhrumstellen nicht vergessen!)

Ich gebe Euch jetzt die Antwort auf alle Eure Fragen.

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aber vorerst was meinolf:
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aktualisierte Schätzung (habe mal 5c von Wafer auf Zelle geschoben):

SI-cost (SC)......................7g x 40$ = 28c
Wafer processing cost...(WPC)......= 25c
Cell processing cost (CPC)............= 20c
Module processing cost (MPC).....= 35c
Overhead cost (OC).....................= 15c
Total Module cost (TMC)..........=$1,23

OC habe ich mal von Q1-2008 von Suntech abgeleitet:
18 Mio. durch geschätzt 115MW wären etwa 16c...


Mein Ziel ist eigentlich auch nicht, diese Zahl auf den cent genau zu nageln, sondern eine Idee zu kriegen, wo der Trend insgesamt hinläuft.

Und ich glaube, daß es möglich sein wird, c-SI Module für $1,50 zu verkaufen und dabei Geld ordentlich Geld zu verdienen.

Frage ist nun, ob es bei diesem Preispunkt substantielle Nachfrage ohne Incentives gibt...
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(Ich als alter LDK-Freund/Hasser bleibe bei meinen partiellen Betrachtungen eines Waferproduzenten. Ich bitte um Verständnis.)

Der (ASP) average selling price für Wafer liegt so um die $2,2. Das ist ein ordentlicher Batzen, wenn ich mir die Zahlen da oben anschaue. Wenn ich SC + WPC + Anteil-OC zusammenrechne komme ich auf Kosten von $0.65. Von dem Puffer kann man lange und gut Leben!



Aber hat das alles einen Sinn, wenn die Welt untergeht?!

Ich würde sagen, es kommt drauf an, wie weit sie untergeht und damit sind wir bei Meinolfs letzter Aussage:
"Frage ist nun, ob es bei diesem Preispunkt substantielle Nachfrage ohne Incentives gibt... "

und aus aktuellem Anlass steht nun die Frage im Raum, ob der Energieverbrauch pro Kopf wirklich ansteigt, bzw. der Gesamtenergieverbrauch der Welt in den kommenden Jahren ansteigt, oder ob sich das keiner mehr leisten kann und folglich keine neuen Kraftwerke benötigt werden. Da hilft auch "grid parity" nix.

Es gibt dennoch ein paar Gründe für PV:
- Umweltgründe
- Dezentralität
- potentiell längerer Lebensdauer (was ist das?!) als 20 Jahre und damit billiger (Presseberichte diesbzgl. häufen sich)
- ???

Angenommen es wird nicht mehr mehr Energie benötigt, nur alter Kram mit PV ersetzt:

Dann fällt es mir schwer diesen Bedarfs-Umfang unter den bevorstehenden geänderten Rahmenbedingungen überhaupt nicht einschätzen. Ich lehne mich mal aus dem Fenster und sage, dass alle bisherigen Studien zur Entwicklung der PV auf unbestimmte Zeit verschoben sind. In den bald kommenden Quartalsberichten sieht man davon noch nix, aber in ein paar Monaten fängt auch da das Grundgerüst an zu bröckeln und es wird "nasty" - auch dort. Es ist echt Pech für die Welt, dass die Blase grade jetzt platzt, es hätte so grün werden können.



In den Nachrichten heisst es, dass China weiter wächst und wächst, aber für PV haben die nix über. Viel zu teuer im Vgl. zu Ihren Kohlekraftwerken oder zu Wind. Oder irre ich mich?! Kenne keine Großprojekte in China.



Sorry für die wirre Mail. Je mehr ich schreibe und drüber nachdenke, desto mehr werden mir immer mehr Zusammenhängen bewusst, deren Zahlengrößen aber unbestimmbar sind. Mit aktuellem Gefühl, sehe ich die Zukunft sehr düster. Noch vor einem halben Jahr habe ich zu nem Arbeitskollegen, der 20 Jahre älter ist) gesagt, dass ich froh bin in einer so ruhigen Zeit zu leben. So kann man sich täuschen.

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.680.872 von meinolf67 am 23.10.08 22:08:56

Na, das ist doch eine Nachricht.
Die Briten, die lange erbittert gegen die deutschen Einspeiseregelungen gewettert haben, wollen jetzt auch endlich auf festgelegte Preise setzen. Wenn auch (erst einmal) vor allem für PV, ist das doch ein Durchbruch.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.700.095 von UWR_Kerl am 26.10.08 10:27:24

Hi UWR,

zum Konkreten: Die Kosten von 0,65 für einen Wafer sind natürlich die Optimalwerte, von denen LDK sehr weit weg sein dürfte, weil sie (noch?) kein wirklich billiges Silizium haben.

Wenn ihre 15.000 Tonnen-Anlage dann mal produziert, können sie diese Kostenstruktur aber wahrscheinlich erreichen und sogar unterbieten.

Das führt dann schon mehr zu den generellen Fragen. Die Schätzungen für eine gigantische Ausweitung der Siliziumproduktion in China, insbesondere von Photon Consulting, erscheinen mir immer zweifelhafter. Zum einen gibt es wirklich große "execution-risks" und dass LDK die FAB pünktlich in Produktion hat, glaube ich erst, wenn ichs sehe.

Zum anderen - und das ist generell der wichtigere Punkt - dürfte das Geld für diesen gigantischen Kapazitätsausbau nicht mehr verfügbar sein. Nehmen wir GCL - schon wieder ein Chinese: die wollen auch die Allergrößten werden und planen eine 25.000 Tonnen-Fab und ich weiß nicht wie viel GW an Waferkapazität. Nur ist das IPO im Sommer geplatzt und ich sehe in absehbarer Zeit keine Möglichkeiten, so etwas an die Börse zu bringen.

Sämtliche Banken der Welt müssen ihre Bilanzen radikal verkürzen und die große Krise der Hedgefonds dürfte erst noch kommen. Damit ist auch der Weg zur Fremdkapitalaufnahme sehr, sehr erschwert und viel teurer als früher.

Der Kapazitätsausbau der ganzen Branche dürfte sich erheblich verlangsamen - insbesondere aus Kapitalmangel. Aus meiner Sicht steht eine massive Konsolidierung der Branche bevor - was aber langfristig für die Überlebenden nur von Vorteil ist.

Für den Fall, dass die Welt doch nicht untergeht, dürften wir ab 2010 aber wieder eine gewisse Normalisierung des Wirtschaftslebens sehen und m.E. dann auch wieder steigende Preise für Öl, Gas und Kohle. Denn 2010 prognostiziere ich als das Jahr des PeakOil.

Wie umfassend der Zusammenbruch der Wirtschaft jetzt aber wird und was demnächst mit den Kursen passiert - da traue ich mir keine Meinung mehr zu und halte quasi alles für denkbar. Für 20 Dollar kaufe ich dann aber auch First Solar...

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.700.182 von SLGramann am 26.10.08 10:53:07

Und hier noch ein Wort zum Sonntag mit einem wirklich dunkelschwarzen Zukunftsszenario, das dummerweise von klugen und ernstzunehmenden Leuten stammt, die die Krise seit Jahren präzise angesagt haben (natürlich bleibt das ganze dennoch nur ein Szenario):



Nun werden [extern] Forderungen lauter, die Börsen zu schließen. Die Diskussion feuert Nouriel Roubini an. Der prominente Ökonomie-Professor der New York University, der 2006 die Finanzkrise ankündigte, [extern] sagte auch im März die Verstaatlichung von Banken voraus, die im Sommer [extern] begann. Am Freitag [extern] waqrnte er in London vor einem "Banken-Fiasko", das in die Geschichtsbücher eingehen werde. Hunderte Hedge-Fonds säßen auf riesigen Schuldenbergen und versuchten in blanker Panik, Vermögenswerte zu verkaufen, um die eigene Pleite zu verhindern. 25-30 % der 8000 Hedge-Fonds würden verschwinden, sagt Roubini. "Seien Sie nicht überrascht, wenn die Börsen für ein oder zwei Wochen geschlossen werden müssen." Er befürwortet dies, um der "blanken Panik" zu begegnen. Er zielt er auf Maßnahmen ab, wie sie Franklin D. Roosevelt 1933 mit dem Bank Holiday einführte. Geldinstitute wurden tagelang geschlossen, an denen nervöse Sparer ihr Geld nicht abziehen konnten.

Statt von einer [extern] weltweiten Rezession spricht Roubini offen von "Depression" und sagt das Ende des US-Finanzimperiums voraus. "The Great Depression ended in a massive war. I hope that's not going to happen but it's pretty ugly now." Wir bezahlten nun den Preis der größten Kreditblase der Geschichte. Er glaubt nicht, dass die Rettungspakete den Absturz verhindern. "The bail-outs have not worked because the markets are no longer rallying, and the policy-makers have run out of options." Die Finanzmärkte hätten sich in einen "Minenfeld" verwandelt, in dem blind umhergewandelt werde. Tatsächlich seien viele Banken zu groß, um sie abstürzen zu lassen, "aber sie sind auch zu groß für eine Rettung", weist Roubini auf das Dilemma hin, das mit der Konzentrationswelle noch vergrößert wird.
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Ein Blick auf den Crash 1929 und die folgende Depression ist zwar kein Drehbuch für die Zukunft, doch kann man sich mit dem Blick zurück eine Vorstellung davon machen, was noch kommen kann. Robert Shiller, Professor der Yale University, hat einen Index konzipiert, der Gewinne der börsennotierten Konzerne inflationsbereinigt auf Basis von Zehnjahresabständen misst. Beim [extern] Price Earning Ratio handelt es sich um ein Kursgewinnverhältnis, mit dem Shiller das Platzen der Internet- und Immobilienblase voraussagen konnte. Eine weitere Halbierung der Kurse wäre denkbar. "Das ist eine ernsthafte Möglichkeit, weil es schon früher vorkam", meint Shiller.

Massenarbeitslosigkeit wird die Folge sein.

[peekey]

und aus aktuellem Anlass steht nun die Frage im Raum, ob der Energieverbrauch pro Kopf wirklich ansteigt, bzw. der Gesamtenergieverbrauch der Welt in den kommenden Jahren ansteigt, oder ob sich das keiner mehr leisten kann und folglich keine neuen Kraftwerke benötigt werden. Da hilft auch "grid parity" nix.

wie kannst du ernsthaft bezweifeln, dass der Energieverbrauch der Welt absolut NICHT steigen soll?????????????
In Indien und China steigen gerade etwa 2,3 Mrd Menschen vom Fahrrad auf das Auto um....
Der Weltenergiebedarf wird in den nä Dekaden absolut gesehen massiv steigen. Die Weltnachfrage nach ÖL liegt derzeit bei etwa 89 Mio Barrel am Tag. Fast alle seriösen Schätzungen gehen von einem Bedarf in 2030 von DEUTLICH über 100 Mio bpd aus.

China: die Chinesen sind extrem klug. Sie bauen in eigenen Land Gigantische Kapazitäten auf, die sie auf den Weltmärkten absetzen, bezahlt durch UNSERE Stromrechnung. Sobald diese Technologie wettbewerbsfähig ist, wird sie im eigenen Land angewandt. So einfach ist das.
Der chinesische Staat unterstützt heute schon massiv diese Industrie, durch Steuerbefreiungen, Bereitstellung von Infrastruktur, etc....
Du kannst darauf wetten, dass die Parteiführung der KP bestens Bescheid weiss, über die Entwicklungen der Solarbranche und dass die mit den CEOs der chinesischen Hersteller im ständigen Kontakt sind.
Es ist nur eine Frage der Grid Parity. Sobald diese erreicht ist, steigt China massiv in die Solarstromproduktion ein. Davon bin ich fest überzeugt.

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.700.380 von peekey am 26.10.08 11:51:02

Na vielleicht hast Du ja recht und das alles ist nur eine "westliche" Kriese?!

Ich glaube jedoch, dass der Westen sich die Energie in dem Umfang nicht mehr leisten kann wie bisher. Und der Rest der Welt? Ich weiß nicht, ob die genug Geld haben? Und wenn, ob sie zeitnah auf Solar setzen werden. Ich habe keine Ahnung.


LDK gibt an die KWh Kohlestrom für (festhalten) für $0.035 zu bekommen. Da ist PV noch Meilen von entfernt. Jeglicher Art von Speicherung muss man bei PV in den Rechnungen überhaupt erstmal berücksichtigen. Da sieht es mit Thermie schon bedeutend besser aus. (Aber das ist schon wieder etwas neben dem Thema).

[peekey]

LDK gibt an die KWh Kohlestrom für (festhalten) für $0.035 zu bekommen

diese zahl ist ein Lehrstück für den verzerrten Preismechanismus.
1) es ist ein subventionierter Preis, um LDK zum stärksten Unternehmen der Welt im Bereich Polyherstellung zu machen. Typisch chinesische Form der indirekten Exportsubvention bzw. Industrieförderung.
2) Im den Stromgestehungskosten für Strom aus Kohle sind die externen Kosten der CO2-Emissionen NICHT enthalten. Daher ist Kohlestrom optisch billig. Das wird sich zumindest in der EU denächst drastisch ändern. Strom aus Kohle wird sich massiv verteuern. Und das wirkt wie eine Beschleunigung der Grid-Parity

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.700.380 von peekey am 26.10.08 11:51:02

Wenn wir schon "volkswirtschaftlich" denken, wie wäre es mit dieser Perspektive?

Die Chinesen importieren extrem überteuertes SI, veredeln es mit heimischem subventionierten Strom und verkaufen es mit einem gewissen (nicht überragendem) Gewinnaufschlag wieder an Europa und bald wohl auch USA.

Um das tun zu können, importieren Sie Kapitalgüter in sehr großem Umfang.

Wer da unter dem Strich so richtig profitiert, weiß ich nicht so recht. Erscheint mir zumindest nicht total einseitig...



Der wesentliche Punkt, um den es mir geht, ist daß PV so eine Art Stromspeicher/-puffer ist:

Ich stecke viel (oft dreckige) Energie rein, um danach an einem anderen Ort mehr saubere Energie über einen langen Zeitraum zur Verfügung zu haben.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.700.568 von peekey am 26.10.08 12:43:07

Wenn "LDK das stärkste Poly-Unternehmen der Welt" wird, gebe ich einen aus.

Habe mir in den letzten Tagen mal die Ausbaupläne einiger Player angesehen:

Unter 20.000 Tonnen wird man ein Niemand sein...

Interessant ist natürlich auch die Frge der Finanzierung, aber die sehe ich bei Wacker, Hemlock, MEMC und wahrscheinlich auch DCC nicht als gefährdet an. Jedenfalls weit weniger als bei LDK.

GCL wird auch eine spannende Geschichte.

[UWR_Kerl]

Entweder mein Taschenrechner spinnt, oder PV ist gar nicht teuer (möglich):

(aktuelle Währungsschwankungen außenvor)

Annahme:

- ich installiere 1W
- habe Glück und die Sonne scheint 1000h im Jahr
- dann ist mein Ertrag 1kWh
- dieses ist mir oder meinem Stromanbieter 0.2€ wert
- für mein Modul habe ich nur $1.5 also 1€ bezahlt
- natürlich habe ich noch etwas für die Instalation und den Wechselrichter bezahlt, aber nach 10 Jahren hat sich die Anlage abbezahlt

Ja, solche Preise sind verlockend und möglich.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.701.696 von UWR_Kerl am 26.10.08 18:28:18

Im Grundsatz stimmt das, außer:

für den einen Euro kriegst du auf Sicht nur das Modul, dazu kommen,

-Wechselrichter 20-30 cent
-Unterkonstruktion und Verkabelung 10-20 cent
-Planung und Installation 20-30 cent

Geh' also lieber mal von EUR 1,50 installiert aus.

Und jetzt kommt der interessante Teil: Wieviel ist der Netzbetreiber bereit, Dir zu erlassen, wenn PV einen signifikanten Anteil am Gesamtaufkommen hat?

Weil die variablen Kosten der kWh die Du beziehst ja dramtisch niedriger sind, als die 20c; Netzkosten, Vertrieb und Steuern sind fix.

Also wird der Versorger versuchen, die kWh die Du einspeist, niedriger zu vergüten und die die Du dann nachts noch brauchst teurer zu machen.


Deswegen rechne ich immer auch mit dem EEX-PReis von etwa 10c für Spitzenlast;

aber selbst da sehen 10c zu 1,50 Investition nicht dramatisch schlecht aus:

6,67%




Allerdings ist es bis zu diesen Preisen noch ein gutes Stück Weg; wenn Q-Cells und Co. die heute bieten müßten, würden Sie ZUMINDEST deutlich weniger profitabel sein, wenn überhaupt...

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.711.790 von meinolf67 am 27.10.08 13:27:34

Wie kommste denn auf die 6.67% ?

Ich nehme an dies soll die ROI sein?

Hast Du über eine gewisse Laufzeit gerechnet?

Danke,
im voraus.


Die Zeit wird kommen. Und es wird eine Zeit kommen, da gibt es genug Energie für alle Menschen udn wir leben wie die Menschen in Enterprise in einer echten Wissensgemeinschaft in Liebe und Frieden beieinander.

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.718.704 von UWR_Kerl am 27.10.08 20:21:36

... und haben hoffentlich ein besseres Deutsch oder was auch immer als ich.

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.701.387 von meinolf67 am 26.10.08 17:14:35

in den letzten wochen sind hochrangige Funktionäre durch die LDK-Fabrik getourt...
das sind für mich ganz klare Vorzeichen..
Der CEO von LDK wird seine Beziehungen spielen lassen und mit den Politikern sicherlich auch das Thema "chinesischer Markt" angesprochen haben.
Der wird kommen, sobald Module 1,50 USD/W oder weniger kosten.

mal was zu LDKs Zahlen:
da braut sich was zusammen, die werden nä jahr über 1 MILLIARDE USD GEWINNE machen!!!!!!!!!!!!!!!!
Umsätze so etwa 3,2 MRD USD.....
wie ich darauf komme? sie verkaufen 1,9 GWp an Wafern und erzielen durchscnittlich einen Preis von 1,70 USD/Wp.
das sieht nach knapp 10 USD pro Aktie aus. Kurs: 15 USD...

[meinolf67]

Renewable Tax-Credit Investment Heading Up or Down?
Green energy executives discuss whether utilities may help to fill the gap in tax-credit investment that is likely to come with the Wall Street turmoil.
by: Jeff St. John
Bullet Arrow October 27, 2008


The collapse of several once-mighty Wall Street investment firms – and the massive losses sustained by those that remain – has put a crimp on financing for green energy projects (see Energy Financing Gone With the Wind, Lehman's Fall to Create Greentech Woes and VCs to Solar Startups: A Deal You Can't Refuse).

So the multi-billion-dollar question on the first day of the Renewable Energy Finance Forum in Seattle on Monday was: Can utilities jump into that financing gap?

Weighed against all the bad financial news has been Congress' passage earlier this month of an $18 billion renewable-energy incentive package that included a first-ever eight-year investment tax credit for solar power, as well as new incentives for other forms of renewable energy, and a provision that opened up those credits to utilities previously barred from participating in the tax breaks.

Meanwhile, businesses that paid enough in taxes to benefit from extra credits could buy stakes in renewable-energy projects to take advantage of the tax breaks that came with them – helping to finance those projects.

But those investment tax credits might look a lot less attractive to investors swimming in losses that they already can write off for tax purposes, several executives noted.

"Access to tax credit equity is limiting growth in the marketplace," Susan Nickey, CFO of renewable energy project developer Acciona Energy North American Corp. said in a Monday morning panel discussion.

"The amount of capital we need [in 2009] surpasses the current tax-credit equity model, in our opinion," she said.

Ben Lackey, general counsel for Iberdrola Renewables Inc.'s North American renewables unit, agreed that tax equity investments will be "tighter, more expensive and more difficult to place" in the future.

But Mac Irvin, managing director of structured finance for SunPower Corp. (NSDQ: SPWRA and SPWRB) suggested that another part of Congress' renewable energy bill – the part that allows utilities to take advantage of the incentives – could help ease that crunch.

"The recent doom and gloom conversation around tax credit investment... is greatly overblown," he said. "The entrance of utilities into this space, in my view, will increase the availability of tax equity."

Irvin's not the first to wonder how the entrance of utilities could impact renewables, especially solar power (see Utilities to Hit Solar Scene). As of yet, renewable-energy executives don't have a clear answer to that question.

Using what he warned were rough calculations, Irvin said that the 30 largest U.S. utilities could find the appetite for up to $5.4 billion in tax-credit equity investment in 2009, roughly equivalent to the amount invested in wind-power projects in 2007.

"Utilities may take us up on that suggestion, they may not," Irvin said in an interview after the panel discussion, noting that he hadn't calculated what the potential loss of tax-credit investment from the financial crisis might be.

When it comes to solar power specifically, the certainty that comes with the eight-year investment tax-credit extension could also draw in utilities that have until now been "standing on the sidelines," he said.

Kevin Walsh, managing director of renewable energy for GE Energy Financial Services, noted that despite "significant capital constraints" facing renewable energy projects, "This is not an issue where there have been massive losses in wind or solar portfolios. These are good solid assets."

Given the limitations of tax equity financing that the financial crisis has exposed, however, Walsh suggested that using tax credits as a primary incentive for renewable energy in the United States "doesn't make sense long term."

Instead, he noted, Congress should look at new forms of incentives, such as a national renewable portfolio standard, a carbon tax, a feed-in tariff similar to those in place in Europe, or "some combination of the above."

Eric M. Markell, executive vice president and CFO of utility Puget Sound Energy, agreed that new forms of incentives could better serve American renewable-energy growth.

"We think the production tax credit and investment tax credit have been an OK way to jumpstart the industry, but we're not sure that going forward it's the best way to lay a sustainable business model," he said.

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.728.232 von meinolf67 am 28.10.08 12:07:19

Xcel Energy Cuts Subsidy For Residential Solar Systems
Posted by Eric Savitz

The battered solar sector has received some more alarming news, this time from the Minneapolis-based utility Xcel Energy (XEL). According to the Denver Post, the company on Friday cut the credit offered on a typical household photovoltaic system to $6,750 from $11,250.

The Post noted that in a letter to the Colorado PUC, Xcel said it was cutting its solar subsidy because Congress voted to lift the $2,000 maximum on the federal solar investment tax credit. Essentially, Xcel said that because customers will get a bigger boost from Uncle Sam, it could cut its own discount without much of a change in overall consumer system costs. The story notes that Xcel now estimates that a typical rooftop solar system of 4.5 KW will cost customers $14.175 after all credits and rebates, versus $13,750 before Xcel’s credit reduction. While not a big change in overall costs, the move does have the effect of sharply increasing upfront costs, since the tax credit is not received immediately.

In a research note this morning, Hapoalim Securities analyst Gordon Johnson asserts that if Xcel’s move starts a trend, “there could be material retrenchment in residential solar demand.”

[burnaby]

Thin-film photo-voltaic solar panels are cheaper to make than traditional ones that use wafers of crystalline silicon. The price difference could be a significant factor in sales in Northern California, where rebates available to customers installing solar systems will soon drop from $1.90 to $1.55 per watt, the largest such drop in history.
http://www.mercurynews.com/ci_10846665

[peekey]

will hier noch mal ne einfache Rechnung aufmachen, Meinolf vielleicht kannst du ma drüber kucken, ob das sein kann.
Es geht um Renesola (wafer)

aus Q2/08

sie sagen ihre Processing costs sind 0,39 cent/Wp
ihr ASP sei 2,60 USD/Wp (das ist ja verdammt viel?!)
Gross Margin: 24,7%

Die kompletten Herstellungskosten müssen dann bei 1,95 USD/Watt liegen.
Wenn ich nur von 2 Kostenblöcken ausgehe, komme ich auf 1,55 USD/Wp als Restkosten. Das sollten wohl fast ausschließlich die Siliziumkosten sein, oder?

weiter sagen sie: Si-Verbrauch nur 6,23 Gramm/Wp (sehr beeindruckend!)

Was bezahlen sie für das Silizium? 1,55 (USD/Wp) / 0,00623 (Kg/Wp) ergibt 248 USD/Kg

Fehler?


Was mir einfach nicht einleuchtet ist warum CEO aus Unternehmen verschiedener Wertschöpfungsstufen sich nicht zusammensetzen und sagen: Hey Jungs lasst uns mal nen vollintegrierten Konzern schaffen, der 20-30 cent Si-Kosten, 0,30-0,40 cent Waferherstellungskosten, 30 Cent Zellherstellungskosten und 0,20 cent Modulherstellungskosten hat???????

Damit würde doch ein Konzern entstehen, dem die Zukunft in dieser Branche gehört! Es könnte diesen Konzern doch HEUTE schon geben!

Dieser Trend zur kompletten vertikalen Integration, wann kommt er denn?

[peekey]

GT Solar sees drop in polysilicon prices
Mon Sep 15, 2008 9:06pm BST

(Adds background on polysilicon, IPO)

* CEO sees polysilicon prices dropping

* Cheaper polysilicon will reduce solar costs

NEW YORK, Sept 15 (Reuters) - GT Solar (SOLR.O: Quote, Profile, Research), which makes equipment used to produce polysilicon and solar products, expects polysilicon prices to fall to nearly one-tenth their current level in 2010 as production capacity comes on line, Chief Executive and President Thomas Zarrella said on Monday.

"I'm predicting it's going to stabilize (at) around $50 to $60 (per kilogram)," Zarrella told Reuters in an interview.

GT Solar, whose shares have tumbled more than 45 percent since their debut on July 24, sells the equipment that companies use to produce polysilicon, the material used to make photovoltaic solar cells.

Tight supplies of polysilicon have limited the solar industry's ability to increase production, since polysilicon is the key material in about 90 percent of cells that turn sunlight into electricity.

Rising capacity to produce polysilicon is expected to come on line by the second half of 2009 -- nearly a year after many market experts had predicted -- and should reduce spot market levels from the nearly $500 per kilogram at which they have recently been quoted.

Lower silicon prices will translate into lower solar cell and panel costs, he said, likely trimming the costs to $1.25 to $1.40 per watt in the next few years and making solar panels competitive with traditional forms of electricity generation. GT Solar is also continuing to develop technology that will allow its customers to produce polysilicon more cheaply.

"The guys who are going to do well are the guys who are looking at their costs now," Zarrella said. "We play a key role in that."

GT Solar's initial public offering was widely seen as evidence of a weak market for alternative energy stocks. Those stocks had been among the best performers of 2007, but have suffered with the rest of the energy market and on fears the industry could be moving toward over capacity.

Zarrella said he did not regret the timing of the IPO, and that the company was now able to focus growing the business.

"I'm glad it's behind us," he said.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.820.685 von peekey am 04.11.08 11:21:57

Also ohne Deine Werte im einzelnen nachgerechnet zu haben:

die 248$ für SI können hinkommen; habe ähnliches für YGE aus deren Angaben zum Q2 errechnet.

Das zeigt auch eins der Risiken für die Chinesen. WENN die Nachfrage nicht ganz so robust sein sollte und die Preise runtermüssen, DANN kann das für die Player, die sehr hohe SI-Kosten haben, in die hose gehen; selbst wenn sie sonst Kostenführer sind.



Die Hausnmmer aus Deinem GT Solar Posting deckt sich mit mit früheren Postings hier, die von einem Modul-VK von $1,50 ausgehen.


Hinsichtlich vollintegriertem Player: Geh' mal davon aus, daß geredet wird. Aber schließlci hwill jeder, der mal was zu sagen hatte, am Ende auch am Steuer sitzen und das geht nunmal nicht.

Also wird man warten müssen, bis Zwänge wirken.

[meinolf67]

November 3, 2008, 10:26 am
Solar: Barclay’s Sees Module Prices Headed Sharply Lower; Production Cuts Ahead; Downgrades CSIQ, STP
Posted by Eric Savitz

While solar stocks have plunged 60% over the last three months, there could be more downside ahead, Barclay’s solar analyst Vishal Shah warned this morning.

In a series of research notes, Shah cautions that the solar sector financial reports for the remainder of the third quarter reporting period “could turn out to be disappointing as concerns over potential inventory build triggered by [the] credit environment and FX headwinds prompt companies to maintain a cautious outlook on Q4 and [first half 2009] earnings.”

Shah notes that the solar companies he follows generate more than 90% of revenue from Europe. He says that for some companies selling into the European market in Euros and purchasing supplies in Chinese renminbi, gross margins could drop from over 20% in the first half of 2008 to well below 10% over the next several quarters. Shah also sees increasing risks of channel inventory build in Europe “as the credit markets outside of Germany completely frozen and even within Germany, large projects above 4 MW are likely to face greater difficulty in securing financing.”

Shah expect spot market prices for polysilicon, wafers and modules all to come under “significant pressure over the next few quarters.”

In Shah’s view, demand for solar panels will decline sequentially in both Q4 of this year and Q1 of next year, while supply is likely to rise 10-15% in each quarter. To avoid inventory build, he says module supply reductions would required of 20% in Q4 and 60% in Q1.

Shah says the 60% drop in in solar stocks has discounted some but not all fundamentals concerns; he sees further downside ahead. “Shares may not bottom until excess inventory has been worked through the channel,” he writes.

Shah today cut his ratings on both Suntech (STP) and Canadian Solar (CSIQ) to Underweight from Equal Weight. For STP, he chops his Q4 EPS estimate to 28 cents from 45 cents; for ‘09, he now sees $1.15, down from $2.35. His price target goes to - brace yourself, STP bulls - $11 from $60. Likewise, for CSIQ, his Q4 estimate is now 38 cents, down from 56 cents, while his 2009 estimate is reduced to $1 from $2.85. His price target for CSIQ is now $8, down from $18.50.

[meinolf67]

November 3, 2008, 3:29 pm
Solar Cos Get A Boost From Big Drop In Polysilicon Prices
Posted by Eric Savitz

Polysilicon prices are falling rapidly, thanks in no small measure to a serious slowdown in the chip sector. And that’s good news indeed for solar companies.

Dan Ries, an analyst with Collins Stewart, reports today that polysilicon prices have declined about 20%-30% over the past three weeks. In a research note, he says that prices for high purity polysilicon are down about $100/kg to about $300/kg. Ries notes that he has been expecting a drop in poly pricing by mid-2009, but that it is hitting sooner than expected due to the slowdown in the semiconductor business, the other major consumer of poly supply. Ries thinks the semi industry will use 20%-30% less poly in Q4 than in Q3, freeing up more supply for the solar industry.

Write Ries: “This decline is a welcome relief for module makers as it will help to offset the sharp reduction in ASPs expected in the quarters ahead due to the Euro.”

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.259.538 von SLGramann am 07.06.08 09:16:44

Am Wahltag etwas Politik.

Ich zitiere mal aus einem alten Beitrag:

Anne Kreutzmann, Photon: "Die Branche darf jetzt darauf vertrauen, dass die zugesagte Unterstützung der Photovoltaik auch dann erhalten bleibt, wenn - wie von PHOTON Consulting prognostiziert - in zwei Jahren neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 6,5 Gigawatt gebaut werden."

SL: "Photon hat ja fast immer mit fast allem recht, aber hier - glaube ich - irrt Frau Kreutzmann.

Die Branche darf keineswegs darauf vetrauen, dass jetzt wieder jahrelang Ruhe herrscht, bis für die Novelle 2012 wieder heftig gestritten wird.

Wenn die Marktentwicklung mit der Dynamik verlaufen wird, wie Photon wohl mit recht annimmt, dann haben wir bald nach der nächsten Bundestagswahl eine neue Debatte um die Einspeisesätze - also voraussichtlich spätestens Anfang 2010.

Mitte 2010 könnte ein nochmals gesenkter Tarif in Kraft treten und ich halte das auch für überwiegend wahrscheinlich."


Ich bekräftige heute meine Einschätzung, dass die derzeitige Regelung im EEG zur Photovoltaik das Jahr 2010 nicht überlebt, wenn der Zubau bei 2 GW und darüber liegen sollte. 6 GW und mehr sind vollkommen absurd.

Aktueller Anlass dieser Bemerkung ist mein Stöbern in der "Leistudie 2008 - Weiterentwicklung der Ausbaustrategie Erneuerbare Energien..." des BMU vom Oktober 2008.

Klar ist, dass das BMU der politische Förderer der Photovoltaik ist und diese Technik u.a. auch gegen das BMWi durchsetzen muss. Wir erinnern uns an den Krawall anlässlich der EEG-Novelle im Frühsommer...

Das BMU schreibt nun in seiner Leitstudie folgendes (Seite 76):

"Die im Leitszenario 2008 unterstellte zukünftige inländische Ausbauaktivität (der PV) geht - vor dem Hintergrund der im aktuellen EEG beschlossenen erhöhten Degression der Vergütung - von zunächst etwa gleichbleibenden Zubaumengen von 1.200 MW/a aus. Nach 2012 verringert sich die Zubaurate auf 1.000 MW/a. Dies führt zu einer installierten Leistung von 17.900 MW im Jahr 2020."

Begründet wird diese Mengenzielsetzung ausdrücklich mit den hohen Differenzkosten der PV und dem dadurch hervorgerufenen politischen Widerstand.

Fazit: Für einen Zubau jenseits der 2 GW/a fehlt es an jeglicher politischer Rückendeckung - selbst im BMU. Frau Kreutzmann träumt, wenn sie etwas anderes glaubt, um nicht zu sagen, dass sie spinnt.

Was wir brauchen, ist eine bundesweite Quote für EE in den USA und viel niedrigere Systempreise. PV heißt schon bald nur noch eines: Kosten runter, Kosten runter, Kosten runter!

Und wer hat hier die besten Karten? Abgesehen von FSLR natürlich...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.827.703 von meinolf67 am 04.11.08 18:51:18

Wer von den beiden hat nun recht?

Und ist ein Tag wie heute der Auftakt zu nachhaltiger Besserung, oder die Gelegenheit, mal wieder ein bißchen cash beiseite zu legen, um bei späteren noch besseren Gelegenheiten als letzte Woche wieder zugreifen zu können?

Fragen, die ich mir aktuell stelle:

1) Wo ist die Nachfrage für 8-12GW Produktion in 2009? (Warum schätzen alle Analysten die Werte soviel niedriger?)

2)Inwieweit hängt die Nachfrage an "Finanzierung" und wovon hängt deren Verfügbarkeit ab? Hierzu gibt es die zwei Argumente
-Schockstarre, es wird überhaupt nichts mehr finanziert, oder
-PV ist netto-Profiteur, weil eine der sichersten Anlagen überhaupt (garantierte Einnahmen)

3)Wird die Produktion vielleicht doch geringer, als viele denken, weil die SI-Produzenten ihre Ramps nicht wie geplant hinkriegen?

4)wie elastisch reagiert die Nachfrage tatsächlich auf evtl. Preissenkungen?


Szenarien:

A) Nachfrage ist immer noch größer als Angebot (z.B. wegen SI-Verzögerungen, Finanzierungsprobleme bei Herstellern, aufgestauter Nachfrage,...)
=> Gewinne der PV-Firmen werden explodieren

B) Nachfrage räumt Produktion bei Preisrückgängen bis 10-15%
=> Gewinne werden bei den meisten immer noch stark steigen

C) Nachfrage kann erst bei weitergehenden Preissenkungen das Angebot räumen
=> Gewinne werden nicht so stark steigen, vielleicht sogar fallen; schwache Anbieter, die SI zu >300$/kg kaufen, werden riesige Probleme bekommen; die starken dürften weiterhin ihr Auskommen finden

D) Nachfrage sinkt aufgrund von Finanzierungsproblemen signifikant, im Extremfall abrupt.
=> (fast?) alle werden in survival-mode gehen müssen, Investitionen stoppen, etc.... FirstSolar wird weiter gutes Geld verdienen


Fazit: mit Argusaugen nach Indizien für echten credit-crunch Ausschau halten, nur in starke Unternehmen investieren

Worauf es echt ankommt, ist das Volumenwachstum...


Wer stimmt zu, wer sieht's anders?

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.828.233 von meinolf67 am 04.11.08 19:24:41

Ich bin dafür.


Nette Ideen und Szenarien. Bin gespannt wer das Rennen macht. Wollen sie Kandidaten A, B, C, oder doch lieber D?


Ich denke Stops sind keine schlechte Idee. Bald kommen wieder die Finanzkriese-Kanonen und dann ist wieder alles schlecht.



Warum ist Dax jetzt so hoch? Wegen den Finanztiteln?! Die guten alten Finanztitel, und natürlich VW. Und warum haben wir Kriese?

Ich denke da, kommt noch ganz schön was auf uns zu und zwar auf alle, auch Solar. Welcher Zeitraum? Bodenbildung vielleicht in nem halben Jahr, wer weiß.

Ich sehe den Anstieg sehr argwöhnisch mit an. Vielleicht falsch.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.828.233 von meinolf67 am 04.11.08 19:24:41

An Schockstarre glaube ich nicht. Jedenfalls nicht länger als für einige Monate. Sinkende Preise sorgen für höhere Renditen, solange die Politik einen Rahmen dafür bietet, was sie für 2009 definitiv getan hat. Diese Renditen sind überdurchschnittlich "seriös". Wenn sie dann noch attraktiv sind, fließt auch das Geld, selbst in einer Finanzkrise und selbst bei einer Kreditklemme. Die dürfte bei anderen Investitionsprojekten dafür um so stärker klemmen...

Verzögerter Si-Ausbau... halte ich für hochwahrscheinlich, sowohl aus technischen wie auch aus finanziellen Gründen. Hier dürfte die Klemme nämlich schon eher zu spüren sein, denn eine Investition irgendeines Chinesen in eine Polysi-Fab hat ein anderes Zeit- und Risikoprofil als der Bau eines Solarkraftwerks durch einen Versorger.

Auch sonst kann sich der Ausbau etwas verzögern (Wafer aufwärts) wegen des höheren Risikoprofils vieler Projekte. Wir sehen ja nur die börsennotierten und selbst da sind nicht alle stark. Es gibt aber viel mehr kleine Krauter...

Wird vielleicht auch nicht mehr jeder Hans und Franz eine Si-TF-Fab von AMAT auf die grüne Wiese finanziert bekommen.

Fazit: Photon wird m.E. ihre Supply-Prognose zurücknehmen müssen.

Einen Zusammenbruch des Marktes sehe ich in 2009 nicht, wenn Amerika anspringt. Chancen dafür stehen gut. Sinkende Preise sehe ich aber auf jeden Fall. 10%, 15%, 20%? Die Stärksten werden ihre Margen trotzdem halten oder sogar steigern können. Dass Q1/2009 dermaßen holpern soll, wie Shah glaubt, kann ich mir auch nicht vorstellen.

Ansonsten: Was die Börse gerade spielt halte ich für eine Bärenmarktrally und glaube, dass wir nochmal ganz tief fallen werden, vielleicht unter die tiefsten Stände von Oktober. Zumindest wer 2000 - 2003 erlebt hat, kann sich beim Ausmaß dieser Krise nicht vorstellen, dass es jetzt einfach wieder bruchlos hoch geht.
Vielleicht sorge ich wirklich für etwas Liquidität im Depot...

[UWR_Kerl]

Der Graph zum Sonntag für ElDeeKay:




http://www8.speedyshare.com/data/299128782/13538004/10400916…

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.890.227 von UWR_Kerl am 09.11.08 10:33:58

etwas mehr vervollständigt:

[lieberlong]

China Solar Companies Slowing Production

The China-based solar cell and module manufacturers are slowing down production in anticipation of slowing demand and falling prices, according to Wedge MKI, the Asia-based research arm of investment research boutique Wedge Partners. In a research note this morning, Wedge provided a rundown on the moves some of the companies in the industry are making in response to the rapidly shifting economic conditions, including much tighter credit markets, falling module and polysilicon prices and a sharp appreciation in the dollar. “Companies are doing their best to hold on while pricing falls apart, but market visibility is very poor,” Wedge reports.

Here’s a rundown on the steps Wedge finds unfolding at some of the key players:

-Suntech (STP): “Quietly laying off about 10% of its 10,000 employees, and has idled half its production lines.” Wedge says the company is “lobbying regional banks for short-term financial support in order to ballast the company during this downturn.” The company has “put on ice” its plans to expand from 700 MW to 1.2 GW by the end of the year. European orders are down, and depreciation of the dollar means ASPs “are untenably low.” Prices proposed for new contracts would put solar manufacturers “into a loss position.”

-JA Solar (JASO): Customer orders are “drastically down.” Channel sources say the company has “large volumes of inventory which will ultimately have to be sold at much-reduced prices.” Contends that half of the company’s production lines have been closed down.

-Yingli (YGE): Postponed or canceled planned expansion from 400 MW to 600 MW. Trying unsuccessfully to renegotiate contact with equipment supplier GT Solar (SOLR); seeking to retrieve its down payment.

-Trina (TSL): Halted plans to expand its plan to 700 MW, at least through Q1.

-Canadian Solar (CSIQ): “Canadian Solar may also have slowed its ingot plant in Luoyang, Henan.”

Wedge notes that the spot price of polysilicon in the China market is down to $233, from $280 last week. “Although the lowered input cost should offer relief, we understand that purchasing is very sluggish due to lack of visibility on market demand and also weak financing for pre-payments,” Wedge reports.


http://seekingalpha.com/article/105118-china-solar-companies…

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.828.233 von meinolf67 am 04.11.08 19:24:41

1) Wo ist die Nachfrage für 8-12GW Produktion in 2009? (Warum schätzen alle Analysten die Werte soviel niedriger?)


Meinolf, ich habe mir nochmal deine Produktionszahlen-Tabelle angeschaut. Du erfasst "nur" 42 Hersteller und kommst für 2008 schon auf über 7 GW. Die Daten für die ersten 25 sind so gut wie sicher.
Ich denke also wie werden dieses Jahr schon etwa 8 GW sehen.
Wo gehen die denn hin? Alle wichtigen Hersteller haben in Q2 gesagt, dass die Nachfrage weiterhin stark sei. Ich denke wir unterschätzen wohl alle die starke globale Nachfrage.

wie elastisch reagiert die Nachfrage tatsächlich auf evtl. Preissenkungen?


bei ASP von etwa 3,20 EUR bzw 4 USD pro Watt haben wir eine Nachfrage von 8 GWp. Produktion wird vollkommen verkauft.

Jetzt stellt eucht vor, die Modulpreise sinken aufgrund eines kurzfristig zu hohen Angebotes in 2009 um 15-20%. Für den deutschen Markt sinken sie 2009 sowieso mind. um 8-10% aufgrund der Degression. Ich glaube, die Nachfrage ist generell sehr preiselastisch, denn selbst zu den heutigen hohen Preisen scheint sie 8 GWp stark zu sein.
Was ich mich aber frage, ist wenn die Modulepreise stark nachgeben, können die Hersteller diesen Druck sofort an die Siliziumlieferanten weitergeben? Der Spotmarktpreis wird das sicherlich sofort reflektieren, aber ein Großteil der Verträge sind ja langfristige.

sehr interessant, einstündige Panel Diskussion der Solar Power Konferenz in Kalifornien, dabei sind CEO von Q-Cells und Vertreter von Schott Solar
http://www.renewableenergyworld.com/rea/video/home?bcpid=141…

Ich bin immer wieder erstaunt, welch provokante Thesen der QCE-Chef so von sich gibt.
ab 12:17 (min): "Nimm den aktuellen Sytempreis von 4,25 EUR und gehe 2009 damit nach Süditalien. Wir sind da schon an der Grid-Parity."

21:25 "Es ist nur eine Frage der Zeit wann die Waferkosten sich normalisieren. Sie bieten ein gewaltiges Kostensenkungspotential.
UMG bringt uns in eine völlig neue Kostengegend. Siliziumpreise werden nä Jahr kein Thema mehr sein."

Ein US-Finanzmarktvertreter sagt: "Für die nächsten Jahre gibt es einen 70 cent-1 USD/Watt Aufschlag auf jedes PV-Projekt aufgrund der höheren Kapitalkosten."


Hört es euch an, hochinteressant.

[lieberlong]

Polysilicon spot prices drop sharply on weakened demand from solar cell makers

Nuying Huang, Taipei; Rodney Chan, DIGITIMES [Wednesday 12 November 2008]

Spot prices for polysilicon have dropped sharply, as demand from solar cell makers has weakened due to the onslaught of the global financial crisis and Spain's cut in feed-in tariffs for renewable energy, according to industry sources.

Whether sold directly by the suppliers of through brokers, polysilicon from major suppliers, including Hemlock, Wacker, REC, MEMC, Tokuyoma, Sumitomo, and Mitsubishi Material is now priced at US$250-300 per kilogram, down from US$400 in October, the sources noted.

Solar cell makers are no longer as keen as they were to stockpile materials, the sources said, adding that many solar cell makers are currently waiting for prices to go down further.

Some traders who have stockpiles of polysilicon are now under pressure to offload the material. Additionally, semiconductor players are also trying to sell their excess polysilicon to the solar market, the sources remarked.

http://www.digitimes.com/news/a20081111PD223.html

***

Spot market price of 6-inch solar-grade wafers fall to US$9

Nuying Huang, Taipei; Adam Hwang, DIGITIMES [Wednesday 12 November 2008]

The price level of a 6-inch solar-grade silicon wafer in the spot market stands at US$9 currently, dropping by 10-14.3% from US$10-10.5 quoted in October 2008, according to industry sources in Taiwan.

The price drop is mainly because the global demand for solar cells has turned slack for the time being since Spain's incentive program (Royal Decree 661/2007) expired at the end of September 2008, the sources pointed out. Before the end of September 2008, spot market quotes for such wafers had once climbed to US$11-12.5, the sources indicated.

Several small makers of 6-inch solar-grade silicon wafers in China have offered prices of lower than US$9 in the spot market, but the product quality may be an issue, the sources noted.

As US$9 is still higher than but close to existing contract prices of 6-inch solar-grade silicon wafers, Taiwan-based makers of crystalline silicon solar cells may ask for re-negotiation of such contract prices if spot market prices further slip, the sources pointed out.


http://www.digitimes.com/news/a20081112PD200.html

[peekey]

habt ihr euch mal die Daten zu Timmincos UMG angeschaut? Gestern Conference Call...

Prod.kosten aktuell nur 32 USD/Kg trotz Ramp-up und niedrigem Volumen.
Einige Kunden sollen daraus 16% Zellen gebastelt haben!
Verkauspreise durchschnittlich nur 52 USD/Kg, werden aber nä jahr steigen durch Langfristverträge.

Seht ihr das genauso wie ich, dass UMG phenomenales Potential zur Kostensenkung verspricht?

[lieberlong]

12.11.2008 21:14
UPDATE 4-JA Solar cuts forecast, sees solar 'panic'
By Matt Daily

NEW YORK, Nov 12 (Reuters) - Chinese solar cell maker JA Solar Holdings Co (News) Ltd said on Wednesday the global economic slump had triggered a 'panic' in the solar market, prompting it to slash its sales forecasts and sending its shares down more than 30 percent.

Sales of solar cells and panels have risen sharply in recent quarters as companies such as JA Solar ramped up production of the clean power source, but the global economic slowdown has caused that growth to slow, leading to a supply glut.

'At this moment the market reaction has been panic,' Samuel Yang, chief executive officer, told a conference call.

The company, which posted a quarterly loss from its ties to defunct investment bank Lehman Brothers, said it had cut back on output of the cells that turn sunlight into electricity and would seek to renegotiate its polysilicon supply contracts.

That effort to cut costs for polysilicon, the key material in its cells, was an attempt to offset an expected 20 percent price decline in the average selling prices of its products.

'Just recently the euro depreciated dramatically, more than 23 percent. So we have to adjust our ASP (average selling price) to support our customers,' Yang said.

Europe is the largest market for photovoltaic solar equipment because of the subsidy programs set up by the German and Spanish governments.

JA Solar's stock plunged as much as 32 percent to $2.27 following the announcement, bringing its loss since the beginning of September to nearly 90 percent.

'We do not believe in the 'disaster scenario' implied by the stock's sharp drop during today's session,' Raymond James analyst Pavel Molchanov said in a client note, noting that the stock was trading nearly 40 percent below its book value. 'JA Solar's low cost structure and healthy balance sheet place it in a strong competitive position.'

JA Solar said it would seek a 20 percent drop in the price it pays its suppliers for polysilicon in 2009, and that it had already won price concessions for 2008. The company would seek to push its contracted costs for silicon below the spot market price of about $200 to $220 per kilogram.


SALES TO SLOW

The company cut its 2008 revenue forecast to between $849.5 million to $878.9 million from the $1.05 billion to $1.17 billion it had forecast in October, and said its earnings per share would be near break-even.

It also cut its 2009 revenue forecast to $1.5 billion to $1.7 billion from the previously issued $2.0 billion to $2.2 billion.

Fourth quarter growth margins would drop to 5 to 7 percent, the company said, from 21.6 percent in the third quarter and 23.3 percent in the second quarter.

JA Solar said it lost a net $21.0 million, or 36 cents per American Depositary Receipt, in the third quarter. In the same quarter a year ago it earned $24.4 million, or 17 cents per ADS.

Excluding one-time items, the Hebei, China-based company reported earnings of 25 cents per share, just short of Wall Street analysts' average forecast of 26 cents per share, according to Reuters Estimates'

Total revenue rose to $312.3 million from $125.2 million, and beat estimates of $302.1 million, according to Reuters Estimates, as the company more than doubled its solar cell sales.

JA Solar posted a one-time loss of $100 million in investments it made with Lehman, a $7.3 million loss from the derivatives deals with the bank and a 1.1 million share dilution based on shares lent to the collapsed investment bank.

(Additional reporting by Nichola Groom in Los Angeles)

(Reporting by Matt Daily; Editing by Steve Orlofsky, Dave Zimmerman) Keywords: JASOLAR/

(Reuters Messaging: [e-mail]; E-mail: [e-mail]; [phone])


COPYRIGHT

[lieberlong]

New York, California, New Jersey Aim To Lower Solar Rebates
11-14-08 12:02 PM EST

NEW YORK -(Dow Jones)- Homeowners hoping to collect state rebates for having solar panels installed on their houses next year could well be disappointed.

Large solar-supportive states, including California, New Jersey and New York, are taking steps to decrease rebate levels for residential installations in response to the larger incentives from the federal government starting in 2009, Clean Technology Insight has learned.

The eight-year federal investment tax credit for solar passed into law in October removes the previous reimbursement cap of $2,000. This will have the effect of increasing federal rebates to $6,000, or even $10,000, for typical 3 to 4 kilowatt systems, according to estimates by the California Public Utilities Commission.

In response, several states are deciding to reduce state-level incentives. Connecticut has already revised its rebates down between $1 and $1.80 per watt, depending on system size. Colorado's main utility Xcel Energy Inc. (XEL) cut the amount it pays for solar renewable energy credits by 40%.

Following in their footsteps, both California and New Jersey opened the issue up for public comment two weeks ago, according to documents on the Web sites of these states' public utilities commissions and interviews with their representatives.

The same is under consideration in New York, said Tom Lynch, spokesman for the New York State Energy Research and Development Authority, or Nyserda, in an interview. Nyserda manages the rebate program for the state's public utilities commission. "We are taking a look at it, on the customer-tier side," said Lynch. "We'll be making the decision over the next couple of months."

The reduction in rebates isn't necessarily a negative development for the solar industry. On the one hand, homeowners will continue to get similar total incentives as they get today, but the state budget incentive dollars will be able to support a greater number of installations.

"We can build more projects with the same amount of money," said Jeanne M. Fox, president of the New Jersey Board of Public Utilities, in an interview. " The total pool of capital will be the same," Fox said. "We are leveraging the federal money and getting more bang for the buck," she added. New Jersey will accept public comment through Nov. 21, after which its staff will make recommendations to the board and the board will make the call in December.

The topic is a hot one among utility commissioners, according to Fox, who is the vice chairwoman of the energy resources and environment committee of the National Association of Regulatory Utility Commissioners. The association has a meeting next week and "we will be discussing" this issue there, Fox said.

A new report analyzing the issue and making recommendations to states came out on Thursday, authored by the Lawrence Berkeley National Laboratory in cooperation with the Clean Energy States Alliance, a nonprofit made up of clean energy funds in 18 states that cooperate on promoting clean energy.

The report delineates various scenarios of how the lifting of the federal cap affects reimbursements and shows that, in a case of a $3 per watt taxable state rebate, the rebate can be essentially eliminated and a 3 kilowatt solar system would still be funded at the same level as previously. But the report cautions that homeowners would have to deal with a delayed, rather than an upfront, reimbursement, and that some might not have the tax capacity to absorb the entire federal tax credit. The report also suggests that commercial installations have been getting preferential subsidies on the state and federal level and, by reducing residential program, that unfair advantage would persist. The report is available for free download at http://eetd.lbl.gov/ea/emp/cases/ res-itc-report.pdf.

Not everyone plans to reduce benefits. "We don't anticipate making any changes to our solar program in the near term," said Ray Williamson, a utilities engineer with the Arizona Corporation Commission, which regulates the state's utilities. Williamson, who helped craft the state's solar program, said Arizona is replacing three of its five commissioners and it will take them a while to catch up to the issue. "Even if someone decided to tackle this, it will take them a year or so," he said.

Nevada, also, doesn't have any rebate changes on tap, said Sean Sever, spokesman for the state's utilities commission, in an interview.

The decisions might be affected by the bureaucratic process required for such decisions to be rendered. In the case of Arizona, changes to the solar program took about three years to push through, according to Williamson, but Connecticut was able to cut its rebate level in a matter of weeks, according to Emily Smith, managing director of external relations at Connecticut Clean Energy Fund, which handles the state's rebate program. The fund is managed by a board of directors, who are appointed by the state's governor. "Once the federal law changed, the fund's staff put together recommendations so that the out-of-pocket costs for the customer would remain the same, and the board approved it at their last meeting. It was pretty quick," said Smith.

Connecticut intends to keep its total budget for solar incentives the same and make the "dollars go farther," according to Smith. Mark Sinclair, executive director of Clean Energy States Alliance, said he expects states to keep their total solar-incentive budgets the same.

But, he noted, solar might be hurt in cases when the states decide to use the freed-up budget to support other renewables, deeming solar as sufficiently supported through federal incentives.

In the case of Xcel, the utility will continue to collect the same surcharge on all of its ratepayers to sponsor renewable energy development, even though it will decrease the amount it will pay for individual renewable energy credits to $1.50 from $2.50 per watt, said spokesman Tom Henley, in an interview. Xcel will deploy the saved capital to large-scale utility projects, he said. "Now that the federal government has stepped up, it's the time for us to take that money and use it for larger-scale projects, both solar and wind," he said. The utility decided it can meet its renewable power mandate faster by deploying the capital this way, he said. Individual systems contribute too little to that goal, according to Henley.

The Colorado solar industry community has been upset by how Xcel handled the issue, according to local news reports. But Smith, of Connecticut, said that "we haven't received negative comments. I think once they understand it, they are okay with it," she added.

For states that are considering rebate cuts, there are several important issues to consider, said Sinclair. "States should consider that customers will face a more complicated and delayed process in receiving rebates" through the federal tax-credit process rather than the state-rebate process. "They should also allow for public input, advertise the changes and provide time to adjust to the changes," Sinclair said. Xcel gave just a day's notice before its decision went into effect, partially the reason for the negative response from the solar industry.

http://news.morningstar.com/newsnet/printNews.aspx?article=/…

[lieberlong]

17.11.2008 19:57
France plans to ramp up solar energy by 2020

PARIS, Nov 17 (Reuters) - France pledged on Monday to multiply by 400 the amount of solar power used in the country in the next 12 years as part of its plan to double the share of renewables in consumed energies to 23 percent by 2020.

French Environment and Enenrgy Minister Jean-Louis Borloo presented a total of 50 measures to achieve France's targets, including multiplying production of geothermic power six-fold by installing heat pumps in two million households.

'France's ambition is to play a leading role in the technological revolution which is about to happen in solar power,' the environment ministry said in a statement.

The government said it would launch a tender by the end of 2008 to build at least one solar power plant for each of France's regions by 2011 with a combined total capacity of 300 megawatts (MW).

An average nuclear reactor has a power capacity of 900 MW.

France, which relies largely on nuclear energy, has lagged other EU member states such as Spain and Germany when it comes to wind or sun-based energy sources.

France only has 24.5 MW of solar power switched to the grid.

Drastic simplification of red tape and abolishing taxes when the size of solar panels did not exceed 30 square metres were also part of the plan, the ministry said.

The government would also launch a tender in December to build power plants fuelled with biomass which would have a total power capacity of 250 MW, it said.

Planning issues surrounding wind turbines would be improved and the development of offshore wind power would be facilitated through simpler procedures.

'The development of each energy source has to respect the landscape, the cultural heritage, the quality of the oxygen and water and biodiversity,' Jean-Louis Borloo said.

(Reporting by Muriel Boselli) Keywords: FRANCE ENERGY/SOLAR

([e-mail]; [phone]; Reuters Messaging: [e-mail] )


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Copyright Thomson Reuters 2008. All rights reserved.

[XDA]

Photovoltaik: Marktforschungsinstitut iSuppli erwartet 2009 den Wechsel zum Käufermarkt für Solar-Silizium



Der Markt für Solar-Silizium wird sich deutlich
verändern.


Die Preise für Polysilizium, das Rohmaterial für Solarzellen, werden wegen eines Ungleichgewichts von Angebot und Nachfrage im Jahr 2009 und in den Folgejahren sinken, so Marktforschungsinstitut iSuppli Corp. (El Segundo, Kalifornien) in einer Pressemitteilung. Das weltweite Silizium-Angebot, werde sich 2009 verdoppeln, die Nachfrage jedoch nur um ungefähr 34 % wachsen. Obwohl die Gesamtnachfrage 2009 weiter größer sein werde als das Gesamtangebot werde das stärkere Wachstum des Silizium-Angebots einen Preisverfall auslösen, nachdem noch im Jahr 2008 Spitzenpreise erzielt werden konnten, heißt es in der Pressemitteilung. Unter anderem aufgrund der Nachfrage nach Solar-Produkten sei der Bedarf an Silizium und Wafern seit 2005 so stark gewachsen, dass Anbieter in den vergangenen drei Jahren sowohl die Preise als auch die Vertragsbedingungen hätten diktieren können, betont iSuppli. Diese Geschäftsbedingungen seien 2008 sogar verstärkt worden, einem Jahr in dem der Spotmarkt-Preis für ein Kilogramm Silizium bis zu 500 US-Dollar (USD) betrug, gegenüber 200 US-Dollar im Vorjahr. Der Preis für Siliziumwafer stieg 2008 auf 13 USD und mehr.

Wachsender Wettbewerb auf Anbieterseite könnte Preisverfall auslösen

iSuppli erwartet, dass die durchschnittlichen Spotmarkt-Preise für Polysilizium im Verlauf des kommenden Jahres deutlich sinken könnten, auf rund 200 US-Dollar pro Kilogramm. Für spätestens Anfang 2010 wird wegen der Etablierung neuer Wettbewerber auf dem Markt für Polysilizium ein Angebotsüberhang vorhergesagt, eine Entwicklung die für weiter sinkende Preise sorgen werde. So könnten die Spotmarkt-Preise im Jahr 2010 auf etwa 100 US-Dollar pro Kilogramm sinken, heißt es in der Pressemitteilung. "Der enorme Unterschied zwischen der stark gewachsenen Zahl von Polysilizium-Anbietern im Vergleich zu den Photovoltaik-Kunden ein deutliches Ungleichgewicht in der Versorgungskette auslösen", sagt Dr. Henning Wicht, Senior Director und Hauptverantwortlicher für den Bereich Photovoltaik bei iSuppli. 2007 seien über 90 % des Silizium-Angebots von nur sieben Unternehmen produziert worden, und zwar von Hemlock Semiconductors, Corp. (Hemlock, Michigan), Wacker Chemie AG (München), REC (Oslo, Norwegen), Tokuyama (Tokyo, Japan), MEMC Electronic Materials, Inc. (St.Peters, Missouri), Mitsubishi Electric Corp. (Tokyo, Japan) und von der Sumitomo Corp. (Tokyo, Japan). Für 2009 hätten jedoch über 60 andere Unternehmen angekündigt, mit Produktion von Polysilizium zu beginnen, wodurch Angebot und Nachfrage sich deutlich unterscheiden würden.


Angebotsüberhang für 2010 erwartet; Polysilizium-Preise könnten merklich sinken

"Die Versorgungskette für Photovoltaik-Produkten ist unausgereift und unflexibel, und das wird für Unbeständigkeit und Ausschuss sorgen", erklärt Wicht. "Wir von iSuppli schätzen, dass die Versorgungskette aktuell zu mehr als 90 % auf Lieferverträgen beruht, die fest ausgehandelt sind und einer verändernden Nachfrage nicht angepasst werden können. Das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage in der Versorgungskette wird, zumindest über einen längeren Zeitraum, kaum zu erreichen sein, was in den nächsten zwei Jahren für extreme Ausschläge bei Beständen und Preisen sorgen wird. Danach wird das Angebot die Nachfrage so stark übertreffen, dass alle Verträge und Verkaufskanäle neu organisiert werden müssen", fasst Wicht zusammen. Die Probleme innerhalb der Versorgungskette würden zudem zu einer Zeit auftreten, in der der Markt ein stark wächst. Die Produktionskapazität für Solarzellen auf der Basis von Silizium-Wafern wird laut iSuppli von 6,2 Gigawatt (GW) im Jahr 2007 auf 17.8 GW im Jahr 2010 und auf 27,5 GW im Jahr 2012 wachsen. Die Produktion von Polysilizium werde jedoch noch schneller wachsen, nämlich von 5,7 GW im Jahr 2008 auf 19,4 GW im Jahr 2010 und 2012 sogar 37,6 GW erreichen.


Zunehmende Eigenproduktion von Wafern durch Solarzellen-Hersteller erwartet

Die fallenden Preise und der erwartete Angebotsüberhang von Polysilizium könnten laut iSuppli Wafer-Herstellern nutzen, die das Solar-Silizium einkaufen. Dennoch könnte der Markt für reine Photovoltaik-Wafer ein immer weniger lukratives Geschäft werden. "Das Geschäft mit SolarWafern ist ebenso verlockend wie gefährlich", fügt Wicht hinzu. "Das aktuelle Geschäft wird angetrieben von Gewinnen aus dem Verkauf von knappem Polysilizium. Tatsächlich ist die Produktion eines Wafers technisch sowohl Siliziumproduzenten als auch Solarzellen-Herstellern möglich. Möglicherweise werden Unternehmen aus beiden Bereichen selbst Wafer produzieren und versuchen, die Gewinnspannen dieses Schrittes der Versorgungskette zu minimieren", so Wicht. Ab 2012 könnte sich der Solarwafer-Markt nach einem vollständigen Preisverfall wieder stabilisieren, erwartet iSuppli.

Wacker mitgehangen
Im MDax verlieren Wacker-Chemie-Aktien besonders stark. Händler verwiesen auf eine Umsatzwarnung des Konkurrenten Memc Electronic Materials. "Die Warnung deutet auf eine Abschwächung der Nachfrage aus der Solarindustrie hin", sagte ein Analyst

[meinolf67]

French government proposes new incentives to greatly increase solar power, other renewables
17 November 2008 | By Tom Cheyney | News > Market Watch


french_flagThe French government has proposed a sweeping plan to double the amount of energy provided by solar power and other renewables by 2020, according to a Reuters report. The incentive plans call for a massive increase in installed photovoltaics as part of the package, which seeks to increase to 23% the amount of total energy provided by green sources in France over the next 12 years.

French Environment and Energy Minister Jean-Louis Borloo presented a total of 50 measures to achieve France's targets, including multiplying production of geothermic power six-fold by installing heat pumps in two million households. "France's ambition is to play a leading role in the technological revolution which is about to happen in solar power," he said in a statement.

The government said it would seek tender offers by the end of this year to build at least one solar power plant for each of France's regions by 2011, with a combined total capacity of 300 MW.

Biomass power plants and offshore wind farms are also part of the French plans. "The development of each energy source has to respect the landscape, the cultural heritage, the quality of the oxygen and water and biodiversity," said Borloo.

Barclays Capital Solar Energy issued a brief report following the announcement of the French program.

"Current incentive program in France includes Euro 30c/kWh feed-in-tariff for residential rooftop applications and Euro 55c/kWh for BIPV applications," it said. "In addition to these incentives, the government now plans to provide Euro 45c/kWh incentives for large commercial installations.

"The French government plans to raise solar power output to 5400 MW by 2020 from less than 50 MW in 2007. Prior targets were to install up to 3000 MW of solar power by 2020.

Implications for the new program include benefits for companies such as First Solar and SunPower "that have a strong presence in the large-scale commercial solar projects market. We believe the higher incentive level for commercial installations could likely act as a positive demand catalyst and possibly mitigate some pricing pressure if financing conditions improve in 1H09."

The Barclay note explains that "the primary incentive mechanism in France is in the form of a feed-in tariff for duration of 20 years, with the annual tariff increase pegged to inflation. France is making a renewed effort to increase the renewable share of the country's total energy consumption from 10.3% in 2005 to 20% by 2020.

"The European Union has further increased this target to 23% by 2020. France benefits from very favorable solar irradiation conditions, especially in the south and in overseas territories," the note continues. "With what we believe is an attractive feed-in tariff scheme, combined with a special bonus for building integrated PV installations and an income tax credit for private individuals, the French government paved the way to rapid growth in PV installations.

"In 2007, thanks to the full effect of the legislative environment that came into force in July 2006, new installations grew to 45 MW, a 221% year-over-year increase."

Barclay sees France as "one of the fastest-growing markets with a CAGR of more than 90% until 2012" and expects the market "to grow to more than 1 GW of installations by 2012 and contribute 0.1% of the electricity generated."

[meinolf67]

Novogradac Financing Renewable Energy Conference, Washington, D.C., November 12 – 14

Day One

Amid the volatility and downgrades of solar sector stocks last week, Novogradac sponsored a Financing Renewable Energy Conference in Washington, D.C.

Solar developers, investors, tax attorneys and others weighed in on the 2009 solar market outlook. What’s driving investment in projects? Will upstream solar module suppliers like First Solar (NSDQ: FSLR), SunPower (NSDQ: SPWRA), Suntech Power (NYSE: STP) and Evergreen Solar (NSDQ: ESLR) face reduced demand?

The industry’s sharpest gathered to try to answer those questions.

Day One was the pre-conference workshop on Tax Credit Basics. This was Solar Finance 101, but, still, extremely sophisticated stuff.

The afternoon sessions on solar transactions featured presentations from conference sponsor Novogradac, Nixon Peabody and Solar City.

My takeaways

Solar Investment Tax Credit Extended for Eight Years

*

One of the sweeteners in the Bailout Bill was the extension of the 30% tax credit to owner of solar system
*

ITC extended to both public utility and residential segments for the first time in addition to commercial segment

Tax Credit Equity Investors Will Continue to Fund Solar Deals

*

Tax credit equity investor landscape is changing driven by credit crisis and eight year extension of ITC
*

Wall Street investors either gone or have no tax liability to offset
*

Public utilities may emerge as new tax credit equity investors now that ITC has extended them the 30% credit
*

No consensus among panelists on availability of equity funding for projects: some paint a dark picture while others more optimistic
*

Bank of America (BAC) and US Bank (the sixth largest commercial bank in the United States) were both attendees and actually spoke up from the audience during one of the panels to say they were actively investing in solar deals
*

US Bank plans to invest up to $200 million by end of 2009
*

Twenty year Power Purchase Agreement on commercial projects is the dominant industry model – offtaker buys percentage of their power from developer at discount to traditional electricity; developer uses third party tax equity investors to fund deal and own system

State Renewable Portfolio Standards Will Drive Demand

*

State mandated RPS require that utilities generate a certain percentage of renewable energy out of all power produced from traditional sources by a given date
*

Utilities will be incentivized to meet RPS as new beneficiaries of the 30% ITC
*

Utility-scale solar projects of five megawatts and larger will continue to grow

[meinolf67]

Californien scheint Ernst zu machen:

Gov. Schwarzenegger signs executive order raising California renewable goals, streamlining approvals
18 November 2008 | By Tom Cheyney | News > Market Watch


arnold_eoGov. Arnold Schwarzenegger signed an executive order Monday that increases the state's Renewable Portfolio Standard to 33% by 2020 and promises to streamline California's renewable energy project approval process. He also announced the signing of a memorandum of understanding with federal agencies to establish a coordinated approach in the expedited permitting process to reduce the time and expense for developing renewable energy on federally owned state land.

The governor made the announcement at OptiSolar's new thin-film PV panel factory in Sacramento, which is scheduled to begin multi-megawatt-scale production next year.

"I am proposing we set the most aggressive target in the nation for renewable energy--33% by the year 2020--that's a third of our energy from sources like solar, wind, and geothermal," he said. "But we won't meet that goal doing business as usual, where environmental regulations are holding up environmental progress in some cases. This executive order will clear the red tape for renewable projects and streamline the permitting and siting of new plants and transmission lines.

In addition to expanding the state's current RPS requirements, the governor said he will propose legislative language that will codify the new higher standards and require all utilities, public and private, to meet the 33% target and spread implementation costs across all ratepayers with safeguards for low-income customers. Such legislation would allow for the expansion of eligibility for California's RPS program to renewable energy generation from other Western states and reform the renewable energy market structure to spur new development while providing consumer safeguards.

The executive order directs state agencies to create comprehensive plans to prioritize regional renewable projects based on an area's renewable resource potential and the level of protection for plant and animal habitat. To implement and track the progress of the order, the California Energy Commission (CEC) and the Department of Fish and Game (DFG) signed a memorandum of understanding formalizing a Renewable Energy Action Team (REAT).

To streamline the application process for renewable energy development, the two agencies will create a one-stop permitting process with the goal of reducing the application time for specific projects in half. This will be done through the creation of a special joint streamlining unit that will concurrently review permit applications filed at the state level.

To jump start Natural Communities Conservation Plans under the order, the REAT will begin the Desert Renewable Energy Conservation Plan in the priority Mojave and Colorado Desert regions and identify other preferred areas that will benefit from a streamlined permitting and environmental review process.

The executive order is the latest in a series of solar and renewable energy-related laws and policies enacted during Gov.Schwarzenegger time in office, including the California Solar Initiative and the Million Solar Roofs plan.

[meinolf67]

Habe einen eigenen Thread für aktuelle Infos zur Finanzierungslage eingerichtet:

Thread: PV: aktuelle PROJEKTE und FINANZIERUNGEN

[meinolf67]

Are Thin-Film Solar Efficiency Standards Unfair?
Written by Jennifer Kho
5 Comments
Posted November 21st, 2008 at 9:23 am in Picks,Startups

Thin-film solar companies are tired of being asked about their conversion efficiency, which is basically the amount of sunlight a panel can convert into electricity. Part of that is because the thin-film manufacturers say the efficiency standard is flawed. And increasingly some thin-film companies are pushing for a new standard.

At a Credit Suisse party last month, John Argo, vice president of operations for Bloo Solar, said he would like to see the formation of an independent body to come up with an objective standard more reflective of the sunlight a panel would get on an average day.

“No standards measure for that,” he said. “It should be possible to come up with an equation to do this.” He argues that what really matters is the total kilowatt-hours a panel produces, not the cost per watt. (This is in contrast to the viewpoints of people like Suntech Power CEO Zhengrong Shi, who has said that cost per watt is the only metric that matters.)

What’s the problem with the current efficiency measurement? Commercially available thin films aren’t as efficient as conventional silicon-based solar cells, at least the way efficiency is measured today. The standard of measurement is based on peak power, or the maximum amount of electricity that a panel can produce in ideal conditions.

For comparison, take a look at these numbers. First Solar, the world’s No. 1 thin-film solar manufacturer, said it had reached an average cell efficiency of 10.6 percent at the end of last year. Meanwhile, SunPower Corp., which makes the most efficient commercially available silicon-based cell, sells panels with 22-percent efficiency.

Thin film manufacturers claim their panels produce more electricity in actual conditions, even though the efficiency number makes it look like they produce less.

That’s partly because as traditional panels heat up (as they tend to do when they absorb sunlight all day), they become less efficient at converting sunlight into electricity, while thin films lose less efficiency at higher temperatures.

Another reason is that thin films can make electricity in diffuse light, while regular silicon-based panels need more direct light, which advocates say means that means thin films can produce more electricity throughout the day.

Thin-film technologies such as Bloo’s might deliver the same or higher cost per watt as a monocrystalline panel, but a lower cost per kilowatt-hour, Argo said, adding that his company is already getting contracts that agree to pay more per watt, as long as the technology meets its performance goals.

Keshav Prasad, vice president of business development for Signet Solar Inc., thinks the total system output is most important, and says the current efficiency numbers don’t matter when it comes to customer purchases: “I do not believe anybody buys panels based on efficiency numbers,” he said last month. “I don’t know if it’s an important criteria. It’s [certainly] not the only criteria.”

Marcelino Susas, vice president of strategic marketing for Energy Conversion Devices Inc. agrees on the total output being the key metric: “On the measurement of kilowatt-hours per kilowatt installed, we perform better than triple-junction,” he said. “Installations around the world are seeing this. We want to say, ‘Think of thin film a little differently.’”

But as you’d expect, not everyone agrees with this idea, particularly manufacturers of traditional silicon-based solar panels. Take SolarWorld AG, for example.

“What they are trying to push here is where they believe they have an advantage – the only tiny advantage they have – to try to get customers’ trust,” said Boris Klebensberger, chief operating officer of SolarWorld and president of SolarWorld Industries America, speaking of thin-film manufacturers (read more about his views on thin film and other topics here).

It’s unlikely crystalline-silicon manufacturers will go along with a new measurement that could put them at less of an advantage – and crystalline-silicon manufacturers still own the bulk of the market.

Thin-film manufacturers’ best bet might be to come up with a new standardized calculation they can use — in addition to, not instead of — the current efficiency number to help customers more easily suss out what technology would make the most sense for them, depending on where they live.

After all, as Prasad said, efficiency is one gauge – but it’s not everything customers need to know to make their decision.

[Memphis77]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.047.343 von meinolf67 am 23.11.08 15:32:32

Griechenland vielleicht auch?

Die Teilnehmer des griechischen Solar-Marktes erwarten eine baldige Modifizierung des 2006 in Kraft getretenen Fördergesetzes für die erneuerbaren Energien. Nach Ansicht der Mitglieder des nationalen Photovoltaikverbandes HELAPCO, könnte dies zu einem Durchbruch führen, der wiederum Unternehmen der weltweiten Solarbranche den neuen Markt eröffnen könnte, den sie händeringend suchen, berichtet er Europressedienst Bonn (EuPD). Es komme zu zwei wichtigen Veränderungen, so Stelios Psomas, politischer Berater von HELAPCO. Erstens sollen bis Ende 2009 die meisten Anträge zum Bau von Photovoltaik-Großanlagen bearbeitet sein und die derzeit bestehende Obergrenze der Kapazitäten von 640 MW für das Festland aufgehoben werden. "Das würde bedeuten, dass von den 3,7 GW, die bis jetzt beantragt, aber bisher nicht bearbeitet wurden, an die 2,5 GW genehmigt werden", so Psomas gegenüber dem EuPD. Das gelte aber nur für das Festland, für die griechischen Inseln würde eine Deckelung von 200 MW bestehen bleiben. Bis März 2008 hatte die Regulatory Authortity of Energy (RAE) von 3,7 beantragten GW gerade Mal 200 MW genehmigt. Danach legte die Behörde erst einmal alle Anträge auf Eis, da sie allein durch die Menge an Anträgen überfordert war. Wie sie plötzlich all diese Anträge bearbeiten will, bleibt unklar, so der EuPD. Gerüchten zufolge soll ein externes Expertenteam hinzugezogen werden.


Unsicherheiten bezüglich der Laufzeit der Einspeisevergütung sollen beseitigt werden

Zweitens soll in dem geänderten Gesetz festgeschrieben werden, dass die Einspeisevergütungen künftig für 20 Jahre garantiert werden. Nach der jetzigen Regelung kann ein Unternehmen eine Einspeisevergütung für zehn Jahre beantragen. Danach muss ein neuer Antrag für weitere zehn Jahre gestellt werden. "Diese 20 Jahre sollen Vertrauen schaffen. So muss keiner nach zehn Jahren erneut Anträge stellen und sich mit Unsicherheiten rumplagen", sagt der politische Berater. Als Einspeisetarif für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW nennt er 40 Cent pro Kilowattstunde (aktuell 45 Cent). Und für Anlagen mit einer Kapazität von 100 und mehr soll es 45 Cent geben (aktuell 50 Cent). Diese Tarife sollen erst ab August 2010 degressiv sinken. "Am Anfang nur leicht, so dass sie auch noch für die Zeit nach 2010 sehr attraktiv sind", so Psomas. Wenn die Aussagen des politischen Beraters von HELAPCO zutreffen, sei das eine gute Nachricht für alle Teilnehmer des griechischen Marktes als auch für Solarunternehmen weltweit, betont Dirk Reinhardt, Rechtsanwalt der Kanzlei Kuhbier. Dies würde zu einer starken Belebung des Marktes führen, so Reinhardt weiter.


Neue Regelung soll Wirtschaftlichkeit privater Solarstromanlagen gewährleisten

Seit Jahren berät der Jurist Reinhardt Unternehmensgründer im Bereich der erneuerbaren Energien in Griechenland. Dennoch mahnt Reinhardt zu einer gewissen Vorsicht, denn in Griechenland herrsche schnell Optimismus. Viele der 194 Teilnehmer der Messe, die vom 20. bis zum 23. November stattfand, gaben sich dennoch zuversichtlich. So auch Vasilis Dritsas, Besitzer der Digital Tracking Systems Hellas S.A. "Ich gehe davon aus, dass das Gesetz kommt", so der Unternehmer. Für das Frühjahr 2009 habe Spomas die nächste gute Nachricht parat. Dann werde die Bestimmung gekippt, dass Privathaushalte, die mit einer Photovoltaikanlage Strom in das Netz einspeisen wollen, dafür eine Firma gründen müssen. Das bedeute für die Haushalte gegenwärtig zusätzliche Kosten für eine jährliche Versicherung in der Größenordnung von 1.500 Euro. Mit dem Wegfall der Bestimmung und der entsprechenden Versicherungsprämien würde sich der Kauf einer Aufdachanlage für griechische Privathaushalte rechnen.

25.11.2008 Quelle: EuPD Europressedienst Solarserver.de © Heindl Server GmbH
Bildquelle: EuPD, TOP 10 SOLAR-NEWS die wichtigsten Solarnachrichten auf einen Blick
Lesen Sie zu diesem Thema auch:

[meinolf67]

aus der CSUN-Meldung von heute:

"China Sunergy observed that starting in early November the price of polysilicon began to erode, and at this time has now fallen by an even greater extent than the recent ASP decline. Given the current opportunity for flexible procurement of polysilicon and recently observed pricing trends, the Company has seen gross margins return to a level similar to the second quarter of 2008. In addition, going forward there will be incidental margin improvement due to a more favorable production mix and higher wafer quality from overseas suppliers."

=> das ist eigentlich der Kern der Sache: wenn die SI-Preise so gepurzelt sind, müßte das den Chinesen eigentlich guttun. Hilft nur dann nichts, wenn gar nichts mehr verkauft werden kann. Das sollte dann aber ALLE Solaris treffen. Es sei denn, es gibt Qualitätsgründe, die für Europäer sprechen...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.060.238 von meinolf67 am 25.11.08 13:41:14

Notes aus dem CC von CSUN:

-aktuelle Wafer-spot-Preise liegen >50% !!!!!! unter denen des Q3
-LT REC-Vertrag liegt 38% unter Q3-spot => über aktuellem spot
-Wafer-Hersteller liefern inzwischen "cash-on-delivery"; nix mehr prepay
-Overseas-Wafer seien "better Quality"
-"pricing seems to have stabilized by now"


Es sieht wirklich nach einem regelrechten Blutbad dort aus.

Der Wafer-APP in Q3 wurde mit $2,87 angegeben; das würde heißen, das man aktuell mit $1,40 einkaufen könnte; das kann ich mir fast nicht vorstellen. Wenn der spot-Anteil vielleicht bei 3$ gelgen hat, dann wären es immer noch nur $1,50.

Bei 9g/Watt hieße das, 1kg SI in Waferform brächte nur noch 167$, bei 7g wären es 214$.

Wenn ich vorher WPC von 30c abziehe, dann wäre der SI-Anteil 1,20 und die entsprechenden Werte 133$ bzw. 170$.

Wer weiß. vielleicht stimmt es doch.

Aber Kunden von LDK, die für 2009 im Schnitt $2,20/Wp bezahlen sollen, das sind dann arme Schweine....

[SLGramann]

Eine in mehrfacher Hinsicht bemerkenswerte Meldung:

1.) Sie zeigt den Trend, dass Solarhersteller Richtung Kraftwerk gehen. M.E. ein Geschäft für die Großen.

2.) Wir diskutieren in vielen Threads über viele Solarunternehmen, über so etwas wie Sharp aber kaum. Und dann kommen die großen Jungs und machen mit den anderen großen Jungs die großen Deals...


Dann erhebt sich eine Frage: Wer ist die Nummer 3 in diesem Boot? Wer immer hier mit Sharp und Enel kooperiert, muss im TF-Bereich ernst genommen werden.

Und noch ne Frage: Welche TF-Technik hat Sharp eigentlich am Start?




November 27, 2008

Rome, Italy: Sharp and Enel to Form 1 GW Thin Film Joint Venture

Sharp Corporation and Italy’s largest power company, Enel SpA, will establish a joint venture in the spring of 2009 to operate as an independent power producer and will develop a number of photovoltaic power plants with a total capacity of 189 MW by the end of 2012.

A number of photovoltaic power plants will be set up mainly in southern Italy and will utilize thin-film solar cells, which offer superior power generating efficiency in hot-climate regions. The two companies are looking into expanding their IPP business in the future to cover countries of the Mediterranean region other than Italy with a view toward further strengthening their cooperative relationship.

Regarding cooperation in the production of thin-film solar cells, the plan is for Sharp, Enel, and a third European manufacturing company to construct a thin-film solar cell plant in Italy with the potential to expand annual production capacity to around 1 GW in the future. The initial phase of development will put in place a production system having an annual capacity of 480 MW, with the aim of starting operations around the middle of 2010.

The three companies are working out the details of establishing the joint venture to manufacture thin-film solar cells in Italy, and plan to sign a memorandum of understanding in December.

Sharp and Enel will work together in the future with the goal of strategically expanding renewable energy in Europe, including in the Mediterranean region.

Sharp is moving quickly to initiate the world’s first “solar business model” by joining with a power company in an integrated business approach—from manufacture of thin-film solar cells to IPP activities—and is actively working toward becoming a company providing total solutions based on solar cells.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.085.824 von SLGramann am 27.11.08 07:39:56

Double/Triple Junction

Das 1GW Katsuragi-Werk ist schon LANGe in der Diskussion.

Gibt auch einen Sharp-Thread.

[peekey]

Yingli Green Energy signs letter of intent to buy solar polysilicon company
PV Tech - www.pv-tech.org

Yingli Green Energy has signed a binding letter of intent with Grand Avenue Group to buy all the shares of Cyber Power Group and its subsidiary Fine Silicon Co., a development-stage solar-grade polysilicon company based in Baoding, Hebei, China.

The proposed acquisition will enable the company to have a secure and stable supply of poly independent of market conditions, according to Yingli. The move would also allow the company to further vertically integrate its manufacturing processes and improve its margins.

Under the terms of the letter, Yingli will buy Cyber Power (a company controlled by some of Yingli's affiliated entities) for an aggregate consideration of $70 million to $80 million, with $25 million payable in advance.

Definitive agreements with respect to the proposed acquisition are subject to further negotiation and certain conditions, including completion of due diligence, receipt of satisfactory financing, and the approval by the audit committee and the company's board of directors, according to Yingli.

Yingli's CFO Bryan Li said during the company's third-quarter conference call that the Fine Silicon polysilicon manufacturing facility in Baoding (which is already under construction) should commence production in the second half of 2009, with an initial annual capacity in the range of 300-350 metric tons.

The company, which shipped 80 MW of PV modules and posted net revenues of $325.5 million and net income of $22.2 million in the third quarter, also has multiple medium- and long-term polysilicon supply contracts with DC Chemical, Wacker Chemie, and Sailing New Energy.
http://www.pv-tech.org/lib/printable/4115/

Voila, meinolf!!!
Das ist die Entwicklung, die ich erwartet habe. VERTIKALE INTEGRATION, von der POLYproduktion ausgehend. Die Konkurrenz kann sich langfristig gesehen ziemlich warm anziehen. Yingli hat Produktionskosten ohne Silizium von 80 cent (Wafer bis Modul)!!!!!
Warum man nur mit 350 Mt in 2009 an den Start gehen will, ist mir aber ein Rätsel

Aber die Richtung ist klar!

[meinolf67]

EuPD Research finds that solar industry is inconclusive about financial crisis’ impact
27 November 2008 | By Syanne Olson | News > Market Watch


During the “American Solar Boom? Cutting Through the Hype” teleconference held by AltaTerra Research Network and presented by EuPD Research, over 30 solar PV consultants, manufacturers, developers and installers heard that executives from the solar industry are split down the middle on how the financial crisis will affect their companies’ revenues in 2009. Half the executives polled said that they do expect the financial crisis to negatively affect their revenues, while the other half responded that they do not expect it to have a negative impact.

"This was a small sample, but the actual numbers were 55% negative, 27% neutral and 18% positive," said Jon Guice, the host of the event and Head of Research at AltaTerra. "While in general the solar industry will continue to be one of the bright spots of the global economy, the market participants themselves see credit and financial turbulence as a problem, particularly for large-scale projects."

Presenter Sarah Endres of EuPD Research’s Energy Utilities group foresees both positive and negative impacts from the economic situation that could affect the supply and demand sides of the PV industry. In Endres’ view, the supply side of the industry will see the financial crisis affect the ability to secure financing, refinancing, the issuing of IPOs and will take on increasing expensive debt capital. At the same time, market stimulation packages that carry benefits for the PV sector can be the potential light at the end of the tunnel along with market consolidation helping as well.

Endres also stated that the demand for PV will continue to rise since a guaranteed rate of return on a solar system will be appealing, in regards to lower returns for financial products, and renewable energy incentives sustaining demand. It is believed that these factors will be kept in check by limited customer purchasing power and investment ability, falling energy demand and prices and the drive for climate issues potentially being eclipsed by economic concerns.

[meinolf67]

November 26, 2008, 3:19 pm
Solar: Can U.S. Upside Trump European Slowdown?
Posted by Eric Savitz

So here’s the crux of the debate on the solar stocks, which today have gained ground for the fourth straight session, posting some impressive cumulative gains after a long, long slide.

The bearish view is that the stocks, while certainly badly beaten up in recent months, still must endure a period of tighter credit, collapsing prices, too much supply, a stronger dollar and strapped governments pulling back on subsidy programs. The bears argue that solar valuations are low in part because the market is adjusting to low-margin commodity pricing; P/E multiples on forward numbers are low in no small measure because there is no confidence that the estimates for next year and beyond can bet met.

The bullish view is that the Obama Administration will pour money into alternative energy technology, and that the U.S. can eventually eclipse Spain and Germany and become the world’s biggest market for solar installations. There are hopes that the new president will go beyond the recently approved extension of the solar investment tax credit and provide even more lucrative support for alternative energy. The optimists further note that the stocks are cheap, and that long term, solar is still a good bet.

My own view is that, while I would certainly agree that over the long-term solar energy can become a much bigger slice of the U.S. energy picture, to get there we need to see much lower prices; at grid parity, demand will improve. But getting there is going to be painful for most players in in industry.

All that said, I’ve come across a number of overlooked tidbits on the future of solar demand that I wanted to pass along; some things to think about while digesting your turkey tomorrow.

* Gordon Johnson, solar analyst at Hapoalim Securities, asserted in a research note today that the Street is under-estimating the size of the 2008 solar marker in Spain. He thinks there will be 2.1 GW of solar installations in Spain this year, well beyond the 1.1 GW he previously estimated. He contends that many projects have been rushed ahead of next year’s 500 MW cap on subsidized solar installation in Spain for next year. As a result, he thinks Spain will actually surpass Germany and be the largest solar market for all of this year. But here’s the thing: as a result, he thinks that there will be much more inventory flooding into the world market next year than the Street is expecting, severely pressuring solar industry pricing. Johnson thinks that solar demand growth will plunge from 61% this year to -2.5% next year. Johnson argues that “the entire solar value chain will be negatively affected by the pending massive decline in the world’s largest solar consuming market” - Spain - in 2009.
* Jesse Pichel, an analyst at Piper Jaffray, has a much more upbeat view of the group. In a research note yesterday, he noted that the Obama Administration may seek to stimulate demand in the U.S. by making improvements to the current investment tax credit program, including replacing tax credits with cash refunds, increasing the tax credit percentage for a two year period, providing financing and encouraging solar installations on government buildings.
* Nomura Research analyst Shailesh Jaitly earlier this week picked up coverage of the solar sector with a bearish stance on the group. Jaitly launched on five companies, setting a Buy rating on Suntech (STP), Neutral ratings on Canadian Solar (CSIQ), E-Ton and Motech, and a Reduce rating on Trina Solar (TSL). Jaitly forecasts that demand is Europe, which is now 77% of the market is “expected to contract severely,” pushing down solar module pricing 19% sequentially in Q4 and another 13% in Q1. Nomura expects a 50% fall in ASPs from now through the end of 2010, reaching grid parity. Jaitly also notes that the slowdown in the semiconductor industry is resulting in a flood of polysilicon into the solar sector, further pressuring prices. Not least, the Nomura analyst thinks there is a risk that polysilicon prices could fall towards the marginal cost of production, which at older plants Jaitly says is $30-$40/kg, a fraction of the current price.
* Macquarie Reseach analyst Kelly Dougherty yesterday repeated a long-term bullish stance on the solar sector, but nevertheless chopped price targets and estimates for First Solar (FSLR), Sunpower (SPWRA), Energy Conversion Devices (ENER) and Evergreen Solar (ESLR). New targets: For FSLR, $160, from $220. For SPWRA, $50, from $70. For ENER, $40, from $63. And for ESLR, $2.50, from $3.50. “The near-term outlook for the solar sector surely isn’t pretty. Activity has all but ceased for some companies in select markets and pricing is falling precipitously for many,” Dougherty writes. “This is due to the impact of a massive credit crunch coupled with expectations for a significant price decline next year as tip over into a module over-supply situation. Those projects that are going forward are being done at higher funding costs by financiers that have become increasingly discerning, especially when it comes to the technology and the modules being used.” And the slide of the Euro, Dougherty adds, “is exacerbating the issue.” Doughtery says the fundamentals of solar remain strong long term, and suggests investors “really assess the longer-term solar landscape and invest in those companies that are best positioned to weather what’s likely to be some pretty choppy waters over the next few quarters.”

[meinolf67]

zur SHARP-Meldung:

http://www.pv-tech.org/editors_blog/_a/sharps_teeth

[Memphis77]

Solar ein Fehlschlag in Spanien
durch: Ucilia Wang
3. Dezember 2008
http://www.greentechmedia.com/articles/solar-a-bust-in-spain…

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.140.409 von Memphis77 am 03.12.08 16:58:33

Danke. Interessanter Artikel.
Hier mal der Anfang, damit nicht alle erst auf den Link klicken müssen. Wenn da etwas dran ist, dass da jetzt 800-900 MW an Modulen wieder in den Markt gedrückt werden, müsste sich das ja an der Preisfront in Kürze bemerkbar machen.

Installers of solar energy systems are trying to unload megawatts worth of panels cheaply after buying too many at high prices earlier this year.

Call it irrational exuberance or greed. Companies that couldn't get enough solar panels to build power plants in Spain earlier this year are now trying to sell megawatts worth of panels at a deep discount.

Installers of solar energy systems that have purchased an estimated 1.7 gigawatts worth of panels this year were able to use only 800 megawatts of the goods before the Spanish government shrank a lucrative solar incentives program in September, said Paula Mints, principal solar analyst at Navigant Consulting at the Thin Film Solar Summit in San Francisco Tuesday.

As a result, some of these installers – Mints wouldn't offer any names – are selling the crystalline silicon panels at around $3 per watt. When the same buyers gobbled up panels earlier this year, they also drove up the prices to as high as $4.50 per watt in Spain. In 2007, the average panel price was $3.50 per watt, Mints said.

[meinolf67]

1. Dezember 2008
British Feed-in Tariff Policy Becomes Law - Was Once Unthinkable
by Paul Gipe, Contributing Writer
London, UK [RenewableEnergyWorld.com]

The Queen gave her "royal assent" to Britain's long-debated Energy Bill on November 26, 2008, putting into law Britain's commitment to dramatically cut its greenhouse gas emissions. The Energy Bill also contained provisions calling on Gordon Brown's Labour government to implement a system of feed-in tariffs for small renewable energy producers by 2010.

The two programs, the Renewable Obligation and the feed-in tariff system, will operate in parallel.

The feed-in tariff provisions were once unthinkable in the British political landscape. They said it "couldn't be done" is how British campaigners described the remarkable success.

Since Margaret Thatcher, Britain has relied on a series of call for tenders and eventually a complex quota system to build a modest wind energy industry dominated by the word's largest electric utilities. There was little more than token support for small-scale renewables through traditional subsidy programs under successive Conservative and Labour governments.

Meanwhile on the continent, renewables were booming, first in Denmark, then in Germany, France, and Spain through the use of innovative systems of feed-in tariffs. These systems of Advanced Renewable Tariffs spurred growth of a variety of renewable energy technologies at all scales. In Germany, a large percentage of solar and wind energy are being developed by homeowners, farmers, and small investors.

The feed-in tariff provisions of Britain's Energy Bill are modest in comparison to those in other countries. In contrast to continental European policies, projects are limited to no more than 5 MW. There are no project size limits in Germany, for example. Nor does the Energy Bill contain the specific provisions or prices that are part of such acts in France and Germany. Specific provisions will be determined administratively in 2009.

The Energy Bill leaves in place Britain's existing Renewable Obligation Certificate trading program for larger projects. The two programs, the Renewable Obligation and the feed-in tariff system, will operate in parallel.

There was cross party agreement on amendments to the bill that included the essential elements of any successful feed-in tariff policy. For example, there was an amendment that called for different tariffs for different renewable energy technologies a key feature of the policies in Germany, France, and Spain. The cross party agreement included both the Conservatives and the Liberal Democrats.

The campaign for the Energy Bill was led by Friends of the Earth UK (FOE) and Britain's Renewable Energy Association.

According to FOE campaigner David Timm, the Labour government now appears committed to introducing a true system of feed-in tariffs by the end of 2010.

Alan Simpson, Labour MP, led debate in the House of Commons, taking issue not only with expected opposition to feed-in tariffs from electric utilities but also from the renewable energy industry itself.

"On the record, many of the big energy suppliers have been fighting tooth and claw to prevent us from doing anything as bold and imaginative as we are doing. The Association of Electricity Producers had lobbied for a threshold of 50 kW. The British Wind Energy Association lobbied, until the last moment, for a threshold of 500 kW. Such demands would preclude the opportunity to develop genuine, transformational renewable energy systems on a community, town or city scale. The Secretary of State should be praised for his determination and willingness to push the boat out much further than many of those vested interests would have felt comfortable with," he said.

Observers noted that no one rose in Commons to oppose final passage. Conservative Party leaders put the ruling Labour Party on notice that if the feed-in tariff provisions didn't pass, they would support the policy in a subsequent Conservative Government. Previously, Gordon Brown suffered an embarrassing back-bench revolt over the issue from his own party members.

The move by the British government has far reaching ramifications. The English speaking world has been more resistant to feed-in tariffs than non-English speaking countries, sometimes on ideological grounds, sometimes simply out of ignorance. Many North Americans, for example, attribute continental Europe's success with renewable energy to renewable portfolio standards, which is not the case.

Now that the British have clearly moved toward the camp favoring feed-in tariffs, there may be less reticence to do so elsewhere in the Anglophone world.

[meinolf67]

Schöne Übersicht, die die zunehmende Unübersichtlichkeit illustriert:

http://greenlight.greentechmedia.com/2008/11/30/150-solar-st…

Eric Wesoff
UPDATED - 150 Solar Startups, Part 1: c-Si, Installers, Financiers, BoS November 30, 2008 at 10:27 PM

Over the last four years VC investment in solar has gone from a modest trickle to a roaring flood. In 2005 VCs invested about $200 million in solar startups. When the dust settles at the end of 2008, they will have invested about $4.5 billion in about 150 new solar startups in the four years from 2005 to 2008.

We’ve compiled a list of these firms with funding info and a few words on each startup’s technology.

In Part 1 we’ll cover:

* Silicon Wafer Technology (c-Si)
* Solar Installers and Solar Financing Firms
* Solar Balance of Plant (Inverters etc.)
* Solar System Monitoring, Manufacturing Tools and Software

In the coming installments we’ll cover

* CPV
* Next Gen PV
* Thin-Film Solar
* Concentrating Solar Thermal
* Winners and Losers
* And look ahead to 2009

The list includes VC-funded firms as well as other private firms looking for funding. We’ve divided it up by technology. If we’ve missed any let us know – remember this list is private companies only.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.163.769 von meinolf67 am 08.12.08 07:59:47

http://greenlight.greentechmedia.com/2008/12/04/150-solar-st…

[meinolf67]

http://greenlight.greentechmedia.com/2008/12/05/150-solar-st…

[meinolf67]

http://greenlight.greentechmedia.com/2008/12/08/150-solar-st…

[levelseven]

In addition to Baldo, the researchers involved are Michael Currie, Jon Mapel, and Timothy Heidel, all graduate students in the Department of Electrical Engineering and Computer Science, and Shalom Goffri, a postdoctoral associate in MIT's Research Laboratory of Electronics.

----

Diese Herren sollte man vielleicht , neben Prof. Baldo himself, im Auge behalten.

Die Solartechnologie ist extrem anfällig für Innovationen, da der
"Hebel" auf Wirkungsgrade viel extremer ist, als bei allen anderen
Energietechnologien.

[levelseven]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.168.030 von meinolf67 am 08.12.08 19:03:32

übrigens Meinolf, toller Link, Hammer!

Einen Aspekt, der bei der Bewertung eine wichtigere Rolle spielt,
kann man daraus allerdings auch schwer beurteilen:

Die unterschiedlichen Technologien haben ja z.T. Defizite wg.
verwendeter "seltener Erden" mit schwer zu kalkulierender Preisentwicklung,
oder auch erheblicher Umweltschädlichkeit/Giftigkeit des Materials.

[meinolf67]

interessant -fangen sie den Stromhandel an?:

10.12.2008 08:49
Angemeldete Fusionen: Q-Cells Clean Sourcing GmbH, Bitterf.-Wolfen/BECOMAC, Leipzig
Angemeldete Fusionen: Q-Cells (News/Aktienkurs) Clean Sourcing GmbH, Bitterf.-Wolfen/BECOMAC, Leipzig

Datum der Anmeldung:
04.12.2008

Aktenzeichen:
B8-178/08

Unternehmen:
Q-Cells Clean Sourcing GmbH, Bitterf.-Wolfen/BECOMAC, Leipzig

Produktmärkte:
Handel von Energie an Börsen

Bundesländer/Unternehmenssitz:
Sachsen, Sachsen-Anhalt

[meinolf67]

interessant:

Show us the money: Financing thin-film PV projects
Date: Dezember, 2008

by Debra Vogler, Senior Technical Editor, Solid State Technology

Dec. 8. 008 - A panel discussion at last week's Thin Film Solar Summit (San Francisco, CA, Dec. 2-3) gave attendees a dose of reality: financing in the world of thin-film PV isn't a short-term play. The reality, according to Neal Dikeman, partner with VC firm Jane Capital Partners, is that only one or two thin-film projects have brought product to market in 30 years, and it's a $100M-$200M dollar up-front investment "just to play the game and see if your product really works."

Silicon Valley investors have mistakenly bet on "really great teams" while the technology is still at a science experiment stage, he argues -- investors are beginning to realize this, he thinks, and that the industry is sitting on the back end of about 5-10 years of $100M bets. "We're going to see a bunch of write-offs coming up," he warns.
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Middle

The challenge that has caught startups in this sector time and time again, Dikeman explained, is underestimating the engineering scale-up and production on a tens-of-MW scale. "People always assumed that if the technology worked and the team was good, that the rest was just engineering...and so far, that has never proven to be the case," he observed, noting that there have been several hundred (thin film) companies that have tried and only two succeeded. "The challenge has been that the engineering scale-up has been much harder than the science experiment." Citing the "black art" aspect to thin-film projects, he observed that for factories in the 30MW-40MW range, what matters is getting the same yields, distributions, and performance out of the second plant as was achieved in the first. "You can take the same people, same technology, same equipment, same materials, and you'll get something different between the two plants," he said. "I don't think that's changed."

Lest he dash the hopes of conference attendees, Dikeman acknowledged that while thin-film PV technology has to come down the cost curve, it is the only hope for making solar more than a niche subsidized business. "We have to deliver $1/Watt at the module level, not the cell level, in order for anyone downstream to have a serious business," he urged. "Otherwise, we'll be living off the investment tax credits and rebates over the next few years."

But don't hold out hope for a disruptive technology to solve the cost-curve challenge. "There is no disruptive technology in energy, only disruptive policies that make certain technologies look disruptive after the fact," Dikeman told the audience. He believes that the big cost-changing improvements that will come in the next few years will be manufacturing process improvements, and he's excited by the entrance of companies such as Oerlikon and Applied Materials, as well as some of the large semiconductor manufacturers. "We need [that] manufacturing scale," he said.

At the end of the line -- what model works?

Analysts at the summit also tackled the question of how utilities will drive the PV industry, and how some clear trends will benefit the industry. "The one technology that the American consumer wants to buy is solar; it's a ready market," said Bill Roth, green business coach for Entrepreneur.com and president of NCCT, "but the one thing standing in their way is sticker shock." So it's crucial to help move the transaction to the point where these consumers who wants to say "yes" can close, and Roth noted that an integrated model will enable the purchase to take place. He offered up as an example other commodity providers of energy, such as the oil companies, that are vertically integrated. "While the technology and science are critically important and they have to work, integration enables the purchase," he explained.

Dikeman countered that the PV industry hasn't been able to figure out exactly the overhead and operating cost of a distributed utility over a wide range of contracts. "It is very unclear to me what the fully loaded cost of solar is at any kind of scale being distributed," he said. "There are no very large fleets out there from which you can get data, and a lot of costs are hidden due to subsidies and tax equity."

However, Dikeman noted that Japan was always reasonably vertically integrated, and he's waiting for vertical integration to come to the US and Europe. For a hundred years in the energy business, the money has been made upstream from owning the asset/the resource -- so, solar on a serious scale means owning a piece of very sunny land next to water and right next to a transmission line and a load, he observed. "The guy who owns the land with the best resource is the one that makes the money," said Dikeman. "Everything else will be commoditized. The person owning the land with the best resources will make the most money." -- D.V.

[meinolf67]

More than 50% of PV module makers in China stop production, claim sources
Staff reporter, Taipei; Adam Hwang, DIGITIMES [Monday 8 December 2008]

There were originally about 350 photovoltaic (PV) module makers in China, but approximately 200 of them have stopped production or shut down since two months ago, according to PV industry sources in Taiwan.

These makers have been forced to go out of business by financial troubles arising from the global financial crisis and decreased global demand for PV modules, the sources indicated.

Makers of crystalline silicon solar cells in China generally have high inventory levels that are unlikely to be cleaned in a quarter, the sources said. Some China makers of solar cells have offered spot market prices of as low as US$2.1-2.5/watt in an attempt to reduce inventories, while the spot market prices quoted by Taiwan-based competitors stand at US$2.6-2.7 currently, the sources noted.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.204.240 von meinolf67 am 15.12.08 08:32:43

kann das stimmen...?:

http://www.greentechmedia.com/articles/first-solar-panels-piling-up…

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.204.381 von meinolf67 am 15.12.08 09:05:33

Interessanter Artikel.
Warum sollte es nicht stimmen?
Von den Dimensionen her ist es aber ja eher bedeutungslos - da wurden jetzt auf wackliger Basis mal ausgerechnet, dass die 6 Großkunden von First Solar vielleicht 100 MW weniger verbaut haben, als sie wollten... aber vielleicht sind es in der Realität auch nur 30-50 MW... so oder so ist es bedeutungslos angesichts der ca. 1.000 MW an Material aus Spanien, die vorher genannt waren.

Immerhin dürften damit kleine Projekte für Privatleute in Deutschland in den nächsten Monaten endlich wieder auf vernünftige Preise kommen.

Dass der Absatz von PV-Anlagen nachhaltig einbricht, ist im Moment eher unwahrscheinlich... dafür werden wohl die Gewinne und Margen der Produzenten deutlich schneller (und vielleicht auch deutlich weiter) zurückgehen, als noch vor 6-12 Monaten gedacht.

[meinolf67]

Weiter Volldampf voraus:

Dow Corning, Hemlock To Invest Up To $3 Billion In Polysilicon Growth12-15-08 12:41 PM EST | E-mail Article | Print Article

NEW YORK -(Dow Jones)- Despite the recession, Dow Corning Corp. and Hemlock Semiconductor LLC plan to invest up to $3 billion in new polysilicon manufacturing in Michigan and Tennessee to serve customers in the solar industry.
Separately, Dow Corning will begin producing monosilane gas that is used to make thin-film solar panels and liquid crystal displays in a facility adjacent to the polysilicon factory in Hemlock, Mich.

(This story also appeared in Clean Technology Insight, a daily newsletter and information service published by Dow Jones & Co.)

The companies will invest $1.2 billion to add 10,000 metric tons of annual production to their polysilicon factory in Hemlock, which currently has 19,000 tons of capacity. They will also start building a new polysilicon factory in Clarksville, Tenn., which will have up to 13,000 tons in capacity for an investment of as much as $1 billion. That factory could be expanded to up to 21, 000 tons of annual production.

Construction on all projects will start immediately, the companies said.

"When the global markets are down, we view that as actually the time for the strongest companies to step forward," said Rick Doornbos, president and chief executive officer of Hemlock, in an interview.

The move is also significant as the solar industry is entering what many observers expect to be an oversupply of polysilicon, with many new Chinese manufacturers adding capacity even as demand for solar panels is suffering because of the economic downturn. Polysilicon, which has been scarce and registered very high prices, has lost about 40% of its price over the past month or so. Hemlock and Dow, however, are pursuing a wide expansion in polysilicon production.

"We believe that long term trends in the solar industry continue to be very attractive," said Doornbos.

The companies committed to make the $2.2 billion "initial investment" in the additional polysilicon production, Doornbos said. Further investment will depend on market conditions and could reach a total of $3 billion.

Hemlock is a privately held company, in which Dow Corning holds a 63% stake, with the remaining 24.5% in the hands of Shin-Etsu Handotai Co. and 12.25% belonging to Mitsubishi Materials Corp. (5711.TO). The companies declined to specify how much of the financing will come from Dow Corning, which itself is jointly owned by Dow Chemical Co. (DOW) and Corning Inc. (GLW). The companies are already in the middle of a $1 billion expansion in polysilicon production that was announced in May.

"Hemlock and its customers will be sharing the financing costs," said Gary Homan, vice president of sales and marketing for Hemlock, in an interview. He declined to go into detail, but it is common in the solar business for buyers of polysilicon to make prepayments, which the manufacturer uses toward production expansion. "Outside capital will be involved, but much of the costs will be shared. The majority will be handled this way," Homan said.

The additional capacity in Michigan will come online by the end of 2010 or in early 2011, Doornbos said. It will require 800 workers for construction and about 300 to run the plant permanently. The Tennessee plant, although it will be started concurrently, will take longer to develop, as it is on a green site. Production there will be ready in early 2012, according to Doornbos. The companies expect that 1,000 construction workers will build the plant, which will later employ up to 800.

The company is projecting that by helping its customers to procure polysilicon in bulk and at cheaper prices, the industry will be able to move to a point where solar energy costs as much as fossil-fueled power, what the industry refers to as "grid parity." At that point the market demand could explode once again and manufacturing take off. Hemlock executives said that the expansion plans are driven by customer demand and interest in placing additional orders.

"We are confident that over the next several years major solar manufacturers will in fact have reached parity relative to fossil-based power. We are preparing for what we believe is a very rapidly expanding solar industry once grid parity is achieved," said Homan. He added that his assessment comes from having seen the cost projections of Hemlock's main customers.

The Tennessee location for the new plant reflects the companies' view that solar manufacturing in the U.S. will take off.

"With the current environment in the U.S., with the green movement that's underway, there will be a significant increase in sales [for Hemlock] into the U.S. market," Homan said. "And not only Hemlock. Our major customers that are based overseas are evaluating moving to manufacture in the U.S." Today Hemlock's primary markets are in Europe and Asia. The company declined to break out how much it ships where.

The companies evaluated more than a dozen sites globally for two years, according to the executives. "We ended up choosing the location in Tennessee for a variety of reasons," said Doornbos, "including access to very attractive energy costs, the overall business climate, access to a quality labor pool and financial incentives that were offered" by the local government. Electricity costs are especially important for the companies as polysilicon production consumes a lot of power.

Equipment for Hemlock is made by outside manufacturers to its own specifications. Doornbos declined to say who will provide the additional reactors and other machines necessary for the expansion.

Dow Corning's move into silane production comes as the thin-film industry is growing rapidly. Currently Oslo-based Renewable Energy Corp. is the main producer of silane gas. That company noted recently that demand has driven prices of silane up. "This is new for Dow Corning, as we don't currently provide those materials on the merchant market," said Jarrod Erpelding, Dow Corning spokesman, in an e-mail.

Dow Corning provides many other materials to the solar market, including metallurgical-grade silicon, coatings and encapsulants for solar cells, and sealants for solar module frames.

-By Yuliya Chernova, Dow Jones Newsletters; [e-mail]

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.208.681 von meinolf67 am 15.12.08 19:25:36

Dazu passt das:

15. Dezember 2008 Der Autozulieferer Robert Bosch steckt gut eine halbe Milliarde Euro in den Ausbau der Solarzellen- und Modulproduktion bei dem Thüringer Solarunternehmen Ersol. Bosch investiere bei seiner Tochter bis 2012 rund 530 Millionen Euro, teilte der weltgrößte Autozulieferer am Montag in Stuttgart mit.

http://www.faz.net/s/RubD16E1F55D21144C4AE3F9DDF52B6E1D9/Doc…


Es gibt eben die kurze und die lange Sicht. Ich bin mir eigentlich ziemlich sicher, dass die Solarunternehmen, die 2012 ganz vorne sind, sehr, sehr gute Geschäfte machen werden. Aber eben nur diese und viel mehr als drei oder vier werden das nicht sein imho.

Zeit ist die Freundin des herausragenden Unternehmens und die Feindin des mittelmäßigen.

Nun sagt mir wer...

[JoergP]

Bei http://www.ecoreporter.de gibt es auch wieder interessante Infos... mal abwarten, was dahinter steckt...

1.
Dagegen befürchtet der US-Analyst Jeff Osborne von Thomas Weisel Partners für den spanischen Solarmarkt negative Auswirkungen durch einen Betrugsskandal. Ihm zufolge hat die spanische Energiebehörde bei zahlreichen Solarprojekten nachgeforscht, ob sie tatsächlich zu Recht die bis zum 28. September geltende höhere Solarvergütung beanspruchen. ... Laut Osborne wurde bei der Untersuchung von rund 300 Solarprojekten festgestellt, dass nicht einmal ein Drittel zu Recht die alte Solarvergütung beansprucht. Es bestehe nun die Gefahr, dass diese Anlagen für das kommende Jahr veranschlagt werden. Der dann geltende Deckel von 500 MW könne so früh erreicht werden, dass die Nachfrage für Solarprodukte aus Spanien zusammenbricht.

2.
Zu der Äusserung, dass Grosskunden von First Solar auf etlichen MW an Lagerbeständen sitzen würden, haben sie Stellungnahmen von 3 Firmen veröffentlicht. Am interessantesten ist da wohl noch die von Phoenix:
habe man im 4. Quartal auch einer kurzfristigen Zusatzlieferung des Modulbauers zugestimmt

Ausserdem von Colexon und Conergy:
Es sei „auf keinen Fall“ so, dass es Probleme beim Absatz der Module von First Solar gebe, erklärte Firmensprecher Jan Hutterer. ... „Wir können diese Annahme nicht nachvollziehen“, erklärt auch Alexander Leinhos von der Conergy AG.

Vielleicht steckt hinter der von Phoenix genannten Zusatzlieferung aber auch ein Absatz-Problem bei einem anderen Kunden? Denn irgendwo müssen diese Module ja frei geworden sein...

[meinolf67]

Spanischer Solarmarkt explodiert
Neuer Rekord beim Zubau von Solaranlagen - 2,5 GW Ende 2008

(pressebox) Bonn, 15.12.2008, Zum Jahresende korrigiert Spanien einmal mehr die Rekordzahlen beim Zubau von Solaranlagen im Kalenderjahr 2008 nach oben. Laut der Nationalen Energieagentur CNE (Comisión Nacional de Energía) sollen bis Ende diesen Jahres Anlagen von rund 2,4 GW in Spanien verbaut worden sein, ein Korrekturfaktor bereits eingerechnet. Alle Schätzungen der Vormonate erweisen sich damit einmal mehr als "zu konservativ". Wurde von Marktexperten, Unternehmen und Behörden noch bis zum 3. Quartal eine Marktgröße von insgesamt 1,5 GW für realistisch gehalten, müssen die Vorhersagen nun noch mal deutlich angehoben werden.

Marktzahlen angepasst: EuPD Research rechnet mit 2,5 GW

Auch EuPD Research, der führende Marktforscher im Bereich Solarenergie, hat aufgrund der neuen Bekanntmachungen seitens der staatlichen Energieagentur seine Prognosen zum Marktwachstum an die neuen Vorgaben aus Spanien angepasst. "Angesichts der Tatsache, dass der CNE im Oktober lediglich ein Zwischenstand bei den Installationen gemeldet wurde, können wir davon ausgehen, dass zum Jahreswechsel weitere 100 MW installiert sein werden", schätzt Markus A.W. Hoehner, Geschäftsführer des Bonner Marktforschungsinstituts EuPD Research.

"Es ist schon erstaunlich, was für einen Ansturm die Anpassung der Solarförderung in Spanien ausgelöst hat. Nach vormals 1,5 GW die für den Markt ursprünglich mal prognostiziert wurden, liegen wir in Spanien inzwischen um ein Gigawatt über den Erwartungen", erklärt Florian Schmidt, verantwortlicher Projektmanager für den spanischen Photovoltaikmarkt bei EuPD Research. Bis Jahresende, so die aktuelle Prognose der Studie "The Spanish Photovoltaic Market 2007/2008" von EuPD Research, dürfte die tatsächlich installierte Leistung in Spanien dann bei 2,5 GW liegen.

Im nächsten Jahr dürfte es nun besonders knapp werden

In wieweit der Markt im nächsten Jahr von seinem eigenen Erfolg eingeholt wird, darüber gehen die Ansichten auseinander. Während die einen eine völlige Implosion des Marktes befürchten und von einem Bruchteil des derzeitigen Marktwachstums ausgehen, hält EuPD Research an seinen Prognosen fest. "Unsere Analysten rechnen weiter damit, dass der Deckel von 500 MW im nächsten Jahr voll ausgeschöpft wird", sagt Markus A.W. Hoehner, CEO von EuPD Research. Alles andere sei "unnötige Panikmache".

[dicki31785]

AUSTRALIAN GOVT ABANDONS SOLAR REBATE MEANS TEST
60 minutes ago - Asia Pulse

All Australian households will be able to get half-price solar panels after the federal government abandoned its unpopular decision to means-test its solar rebate.

The government will scrap the means test, meaning all Australian homes will qualify for a rebate worth up to A$7,500. (US$5,217.75)

The new rules mean any household can install a good-sized solar system and be as little as A$7,500 out of pocket.

When this year's budget restricted the solar rebate to households earning less than A$100,000, critics said it was a step backwards as climate change worsened.

In a surprise backflip on Wednesday, Environment Minister Peter Garrett announced the test would go.

"(The rebate) will be open to everybody and it will apply to households, small businesses and community groups," Mr Garrett said.

Under the new scheme, the government will not have to fund the rebate, with the cost shifted to electricity companies.

Electricity companies will fund the rebate in return for higher credits from the government under its Renewable Energy Target (RET) scheme.

The RET scheme will help Australia achieve its target of drawing 20 per cent of the nation's electricity needs from renewable sources by 2020.

In return for passing the rebate burden on to power companies, the government has promised them five times as many credits, compared with other renewable power sources, under the RET scheme.

But there are concerns that the government's strategy to heavily favour solar power with a generous credit regime will hurt other renewable sources such as wind.

Matthew Warren, chief executive of the Clean Energy Council, was pleased the means test had been scrapped but reserved his judgment in general.

"We've got a number of concerns ... (the domestic solar industry) is being treated like a hobby by government, an industry that they indulge," Mr Warren told AAP.

Greens senator Christine Milne said giving bonus credits to solar power undermined the RET scheme.

She also said she was not happy that the solar rebate would be scaled back from 2012 and dumped in 2015-16.

Opposition environment spokesman Greg Hunt said it was an embarrassing backdown for the environment minister.

"The apparent removal of the means test is a humiliating capitulation for Mr Garrett," Mr Hunt said.

[meinolf67]

Analyst: First Solar Reaches Grid-Parity Milestone
by: Greentech Media December 17, 2008 | about stocks: FSLR / SPWRA
Greentech Media


By Ucilia Wang

First Solar (FSLR) has made it to grid parity, according to at least one analyst.

A 12.6-megawatt system installed by First Solar for Sempra Generation showed that the system can produce electricity at below the price of conventional power in the United States, said Mark Bachman, an equity analyst at Pacific Crest, in a research note Tuesday.

The solar power plant, located in the Nevada desert, costs $0.075 per kilowatt hour to install without any subsidies, Bachman wrote. Conventional power fed into the grid costs $0.09 per kilowatt hour.

"In our view, the industry leaders will be those companies that can deliver electricity at or below grid parity pricing without the aid of subsidies while also delivering superior return to shareholders," Bachman said. "Currently, only First Solar can claim these achievements, in our view."

Bachman's cost calculations, of course, are impacted by a number of factors and others will likely come to different conclusions. Part of the calculation relies on what others are achieving in other locations with different kinds of panels. Nonetheless, it underscores the progress the industry is making toward the important milestone.

And First Solar isn't the only narrowing in on it. On Monday, Cypress Semiconductor (CY) CEO T.J. Rodgers told a group of reporters that power from crystalline silicon solar panels will be cheaper than coal power by 2012 when transmissions lines, utility bureaucracy and other factors are added in.

"We are zeroing in on parity," Rodgers said. ""We're going to match PG&E (Pacific Gas and Electric) by 2012. Within a couple of years, the price of solar will be just as cheap."

Rodgers invested in SunPower (SPWRA) in 2000 when it had 40 employees. He turned the shares over to Cypress later. SunPower now sells billions worth of panels a year.

First Solar, based in Tempe, Ariz., makes thin-film solar panels using cadmium tellurium as the key ingredient to convert sunlight into electricity. It's one of a handful of thin-film companies to be producing panels in high volumes and the only one turning out cad tel panels in volume.

Most of the solar panels today use crystalline silicon, which is able to convert more sunlight than materials used by thin-film makers. Next year, a handful of manufacturers will start making copper indium gallium selenide (CIGS) solar cells.

First Solar's claim to fame for the past several years has been in its ability to churn out large numbers of panels and a fairly low cost. Last month, the company said it was able to produce panels at $1.08 per watt. The figure, however, is a blended average of all of the company's factories. First Solar's cost out of its Malaysian factories is lower, closer to 75 cents.

The $40 million system at Sempra is comprised of 168,300 panels, which First Solar installed at a cost of $3.17 per watt, Bachman wrote. (The installed cost is higher because it includes frames and installation, not just the solar module.)

He then used SunPower's installation of a 14.2-megawatt system at the Nellis Air Force base in Nevada for comparison. Bachman said SunPower's crystalline silicon panels cost $7.04 per watt to install.

After figuring out how much electricity the system is generating, Bachman determined that it costs $0.164 per kilowatt hour.

He concluded that for the SunPower system to generate electricity at the same rate (in kilowatt-hour) as First Solar's, SunPower would have to cut its panel prices by 52 percent and sell them at $3.4 per watt.

But Bachman went on to argue that the solar industry cares too much about the cost of producing and installing panels, and not enough about the how much a system costs in terms of its power generation, in kilowatt-hours. He noted that financial analysts should do so when dissecting the average selling price of a company's panels.

"By focusing on the cost/kWh calculation, we can compare competing

business models on a defined metric that is independent of technologies," he said.

Bachman also figured that First Solar's system make more efficient use of real estate than SunPower's, something that contradicts SunPower's claim and the estimates of others.

SunPower's system needs more space because it uses a tracking system to point the panels to the sun throughout the day. Crystalline panels perform the best when facing the direct sun.

By using the tracker, however, the panels need to be farther apart to avoid the shadow cast by other panels as they follow the sun, Bachman said. That means it would take more space to fit a SunPower system than a First Solar system at comparable capacity, he said.

First Solar tilted its panels at a fixed angel instead. Its cadmium-telluride panels might not be as efficient as SunPower's panels under direct sun, but the thin-film panels do better at converting diffused light.

SunPower, however, achieves a far higher efficiency. It sells panels that can convert 20 to nearly 23 percent of the sunlight that strikes them into electricity. First Solar's cad tel panels wallow around the ten percent range.

[peekey]

Thema CIS-Technologie, stark im Kommen.

http://www.wallstreet-online.de/nachrichten/nachricht/252111…

http://geology.com/articles/indium.shtml

http://www.physik.uni-augsburg.de/chemie/pressespiegel/pdf/d…

http://www.nrel.gov/pv/thin_film/docs/indium_supply_and_dema…


Preise aktuell zwischen 500-700 USD/Kg Indium. 2002 noch bei 60 USD...
Verbrauch in CIS-Modulen: 50 Tonnen pro GW.

Weltjahresproduktion in 2007: etwa 510 Tonnen. Zusätzlich Recyling. Insgesammt etwa 1300 Tonnen globales Angebot. Davon gehen 84% in die LCD Panel-Industrie, die jedes Jahr 25-30% wächst. Indium hat so gut wie keinen Kostenanteil in der LCD-Panel-Industrie. Bei einem 3000 Dollar Produkt nur etwa 0,55 USD!!!!!!!!

Weltweite Reserven: etwa 6000 Tonnen, enstpricht etwa 120 GWp an CIS-Modulen.
Silizium als Grundstoff ist theoretisch unbegrenzt verfügbar. Es ist in der Erdkruste eines der am häufigsten vorkommenden Elemente.


1 GWp Output an CIS erfordert Indium in Höhe von 50 Mio USD @ 1000 USD/Kg.

1 GWp Output an UMG-Modulen erfordert Silizium in Höhe von 210 Mio USD @ 30 USD/Kg UMG und 7 Gramm pro Watt.

Indium ist ein Beiprodukt von Zink-Erzen. Die weltweiten Zink-Preise sind am Boden. Viele Minen haben geschlossen. Selbst wenn Indium-Preise über 1000 USD/Kg sind, gibt es ökonomisch kaum Anreize Zink zu fördern, da der Zink-Preis entscheidend ist.

These:
1) Die LCD Industrie kann extrem höhere Preise für Indium problemlos bezahlen! Die CIS-Solarindustrie nicht!!!!!!

Rechnung: 1 GWp CIS @ 2000 USD/Kg macht 100 Mio USD
Indiumkosten!!!!

2) Die Solarindustrie kann nicht auf der CIS-Plattform groß werden.

ERGO: Don`t bet against good old silicon!!!!!!!

[lieberlong]

Solar market eclipse coming in 2009, iSuppli warns

Press release, December 23; Meiling Chen, DIGITIMES [Tuesday 23 December 2008]


Global revenues for photovoltaic (PV) panels are expected to plunge by nearly 20% in 2009, as a massive oversupply causes prices to drop, according to iSuppli.

Worldwide revenues from shipments of panels will decline to US$12.9 billion in 2009, down 19.1% from US$15.9 billion in 2008. A drop of this magnitude has not occurred in the last 10 years and likely has not happened in the entire history of the solar industry, says iSuppli.

The plunge in revenues will come despite an 9.6% rise in gigawatt (GW) installations of solar panels in 2009, growing to 4.2GW for the year, up from 3.8GW in 2008. However, 11.1GW worth of panels will be produced in 2009, up 62% from 7.7GW in 2008. This means that supply will exceed demand by 168% in 2009, up from 102% in 2008. With the gap between supply and demand rising to such a level, pricing and market revenues will drop in 2009.

"Supply and demand were already unbalanced in 2008 with 100% more modules produced than installed," said Henning Wicht, senior director and principal analyst for photovoltaics at iSuppli. "The short-term boost in demand from Spain and Germany kept installation companies busy and solar orders and module prices high. But this boom is over. In 2009, average prices for panels for new installation contracts will collapse to the US$2.50 to US$2.75 per watt range by the end of 2009, down from the current level of US$4.20 per watt. The average price for the year will be US$3.10 per watt." Ironically, the oversupply and resulting pricing and revenue declines are the consequence of the overwhelming success of the solar industry.

"Due to the political impetus to save fossil energy resources, both for carbon dioxide emissions and to prepare the future energy infrastructure, solar demand has been booming," Wicht observed. "Attractive margins and excellent long-term prospects have caused a flood of new competitors to enter the PV market, spurring oversupply throughout the value chain, from the essential raw material polysilicon to complete solar panels. Economies of scale matter in the solar industry. Aiming for the lowest production costs by using large-scale manufacturing, companies have expanded their production from year to year. But the race to larger manufacturing scale comes to an end when the production is not sold anymore."

Sunburned suppliers
Virtually all crystalline silicon solar cell and panel suppliers are expected to feel the impact of the revenue plunge.

These companies will suffer significant declines in revenues in 2009, iSuppli predicts. Most will see their inventories balloon, and virtually all of them will post losses and negative cash flow for the year.

"Newer Chinese and Taiwanese suppliers will be hit particularly hard because they have invested heavily in both PV panel, cell and wafer production, areas where massive oversupply is expected," Wicht said.

Solar panel suppliers that are fully integrated, for example, those that produce their own raw materials and components, are expected to suffer less severe losses than their non-integrated competitors. Such integrated companies are better able to reduce margins over a large value chain and thus still remain competitive. First Solar and REC Solar may even be able to use their cost structure and capacity to generate profitable gross margins in 2009, even at rock-bottom pricing of US$2.50 per watt.

Another company likely to weather the solar storm better than its competitors is SunPower, which has succeeded in creating a successful high-quality panel brand. SunPower, along with Sharp and Q-Cells, also have invested in installation firms, which should help them maintain higher-than-average pricing in 2009.

The sun also rises
In the second half of 2010, PV panel revenues are set to return to strong growth as the demand picture improves, some weak players are eliminated and price declines slow. By this time, demand will be fueled by additional installation capacity, improved rates of internal rates of return due to low panel prices and renewed and extended government incentives to combat the economic slowdown.

iSuppli predicts panel revenues will rebound in 2010 and rise to US$17.8 billion, up 38.2% from 2009. Revenues will rise by another 11.1% in 2011 and by 29.1% in 2012.

Solar flare?
In another ironic twist, the market in 2009 may achieve unexpected upside if pricing declines even more than expected. When panel prices drop to between US$2.50 and US$2.85 per Watt, which is close to the production cost of mainstream crystalline panels, then an additional 20% would be installed in 2009. This phenomenon of upside demand elasticity will be limited by the capacity of installers to ramp up.

In this case, market revenues could rise by 15.7% in 2009.


http://www.digitimes.com/print/a20081223PR203.html

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.225.039 von meinolf67 am 17.12.08 18:31:40

Interessanter Artikel.

Allerdings müsste man sich mal die Mühe machen, nachzurechnen, ob die 16,4 (Sunpower) bzw. 7,5 (FirstSolar) US-Cent/kWh tatsächlich hinkommen.

Was für eine Einstrahlung haben die denn da in der Wüste?
Und ob es hinkommt, dass man mit nicht nachgeführten FirstSolar-Modulen den gleichen spezifischen Ertrag (kWh pro kWp installierte Leistung) erreicht?

Kommt mir alles etwas zu optimistisch vor. Aber ich habe aktuell selber keine Lust, da mal zu rechnen.

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.225.039 von meinolf67 am 17.12.08 18:31:40

So, jetzt noch mal etwas Zeit gehabt im Internet zu stöbern, was sich denn sonst noch an Infos über diese grid-parity-"Wunderanlage" von First Solar finden lässt. Und dann kam eine gewisse Erleuchtung

Wie hiess es in der Mitteilung doch gleich?
"Bachman's cost calculations, of course, are impacted by a number of factors and others will likely come to different conclusions."

So, und jetzt mal ein wenig überlegt, was er für "factors" angesetzt haben könnte?
Laufzeit der Anlage von 20 Jahren und ein IRR von 10%?

Wohl kaum.
Bei einer Laufzeit von 20 Jahren käme er schon ohne Berücksichtigung von Verzinsung auf einen jährlichen Kapitaldienst von 2 Mio. USD... Was für eine Erzeugung würde er dafür brauchen bei seinen 7,5 US-Cent/kWh? 26,7 Mio. kWh. Naja...

Im Internet finden sich über die Sempra-Anlage sonst nur Angaben von 10 MW und 23,2 GWh Erzeugung pro Jahr. Geht man davon aus, dass die Anlage etwas grösser als ursprünglich geplant gebaut wurde (dafür spricht auch die Zahl der angegebenen Module, 168.300 Stück mit um die 10 Watt läuft auf die 12,6 MW hinaus), dann würde der Ertrag bei ca. 29,2 GWh jährlich liegen. Damit hätte man Chancen, das eingesetzte Geld wieder zu sehen.
Aber Verzinsung? Laufende Kosten? Fehlanzeige.

Auch die angesetzte Erzeugung erscheint für nicht nachgeführte Module trotz der exponierten Lage eher am oberen Ende als vorsichtig kalkuliert.

Also vermutlich hat der Herr Bachmann angenommen, dass man sich die aktuellen FED-Zinsen in den USA auf 25-30 Jahre sichern kann und dann damit eine Finanzierung ohne Eigenkapital auf die Beine stellt.

Oder er hatte vor allem in Sinn, sein Kursziel für die Aktie (ich meine, es stand irgendwo etwas von 364 USD) zu rechtfertigen, um das Papier mal wieder zu pushen.

Mein Fazit: Von Grid parity wäre man auch bei diesem Projekt dort noch etwas entfernt - auch wenn die Kosten für die Gesamtanlage von 3,17 USD/W natürlich schon genial niedrig sind...
Ach ja: wieviel Verdienst wird da für FSLR drin gewesen sein? Und wieviel GW müssten die dann produzieren, um ehergeizige Kursziele dieses Analysten zu rechtfertigen?


Die Internet-Recherche war auch ansonsten schon aufschlussreich - hinsichtlich des Diskussions-/Wissensstandes über PV und Kosten in USA. Es war viel zu finden, wo darüber diskutiert wurde, ob man denn überhaupt grid parity an den Erzeugungskosten per kWh festmachen könne. SIC!
Dort scheinen alle so fixiert zu sein auf Anlagenkosten von 1 USD/W als alleinseligmachendes Anzeichen für grid parity, dass der Verstand aussetzt. In der Hinsicht ist dann auch eine andere Bemerkung aus dem aktuellen Artikel, den Meinolf hier gepostet hatte, einzuordnen:
Bachman went on to argue that the solar industry cares too much about the cost of producing and installing panels, and not enough about the how much a system costs in terms of its power generation, in kilowatt-hours
Ist es wirklich "the solar industry", die hier am Thema vorbei denkt - oder sind es doch eher die Analysten, die sich an den simpler erscheinenden Faustformeln für spezifische Investitionen festhalten?

[lieberlong]

Solar subsidy launch in January
Kyodo News

The government will start accepting applications in mid-January for subsidies for installing household solar power systems.

The subsidies, which haven't been given out in three years, will amount to ¥70,000 per kilowatt of generation capacity, officials said.

A standard solar power generation system for household use costs about ¥2.3 million and has an output capacity of some 3 kw.

The government has already earmarked ¥9 billion for the program under a supplemental budget for this fiscal year and is planning to secure ¥20 billion in the general budget for next year.

Applications for the subsidies for this fiscal year will be accepted between Jan. 13 and March 31, the officials said.


http://search.japantimes.co.jp/cgi-bin/nb20081226a8.html

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.264.786 von JoergP am 25.12.08 10:14:12

Hi Jörg, stimme Deiner Kritik zu. "Grid Parity" sehe ich bei Systemkosten von über 3 Dollar auch als Wunschdenken an. Ich habe in diesem Thread am 29.06.2008 mal eine Szenario-Rechnung für Kalifornien vorgestellt und bin auf Systemkosten von 2.600 Dollar / kW gekommen, um so etwas wie Grid Parity zu erreichen. Allerdings habe ich damals den Einstrahlungswert wahrscheinlich um einige Prozentpunkte zu hoch angesetzt.

Meine "Methodik" war damals ziemlich primitiv, liegt aber wohl trotzdem näher an der Wahrheit, als die Bachmann-Analyse.

Interessant finde ich aus dem Artikel aber diesen Satz:

First Solar's cost out of its Malaysian factories is lower, closer to 75 cents.

Da sag ich: "wow", wenn das stimmt. Warum hab ich nie FSLR gekauft? Weil sie, seit ich davon ein wenig verstehe, immer "zu teuer" waren natürlich. Auf der anderen Seite ist FSLR ein Grid-Parity-Produzent - zumindest dem Potential nach. Und sie sind die einzigen imho.

Vielleicht ziehen die Jungs bei Calyxo ja mal den Finger irgendwo raus...

Noch was anderes:

"Wir alle" (auch ich) kalkulieren immer mit 20 Jahren Anlagenlebensdauer. Betriebs- und finanzwirtschaftlich mag das so als geboten erscheinen, aber physikalisch ist es wahrscheinlich (viel) zu konservativ. Insofern könnten sich viele PV-Projekte ökonomisch am Ende doch als sehr viel werthaltiger erweisen, als wir heute kalkulieren.

Wie immer ist also alles furchtbar schwierig. Nur die Grunderkenntnis nicht: Solarenergie wird die Energieversorgung der Welt revolutionieren und die Spielregeln fundamental verändern. Die großen Versorger müssen wirklich zittern, denn Solarenergie zerstört die Säulen ihres Geschäftsmodells: Zentralisierung, Monopolisierung, Preissetzungsmacht gegenüber dem Endkunden.

(Das ist übrigens ein Punkt, den gagaga, dessen Beiträge ich in diesem Müll-Thread zu Q-Cells als einige der wenigen guten gern gelesen habe, wohl nicht so recht verstanden hat. Er hat das Grid-Parity-Konzept immer abgelehnt, weil es ja trotzdem nicht ohne Anbindung an die Netze geht. Der Punkt ist aber, dass man den Energiefluss künftig auf regionaler Ebene zwischen dutzenden, hunderten oder tausenden Kleinerzeugern mehr und mehr ausgleichen kann und also immer seltener über die Nieder- oder zur Not die Mittelspannungsebene hinaus muss, um Strom ab- oder zuzuleiten. Die ganze monströse Zentralstruktur der Elektrizitätswirtschaft kann Stück für Stück schrumpfen, weil sie immer weniger benötigt wird. Die Erzeugung des Stroms am Ort des Verbrauchs bietet per se einen ökonomischen Vorteil gegenüber dem Großkraftwerk, weil die verlustreiche und infrastrukturintensive Verteilung weitgehend wegfällt. Dieser Vorteil wird im Preis des Solarstroms zum Ausdruck kommen, der deshalb keineswegs mit Großkraftwerksstrom auf einem Level liegen muss, um konkurrenzfähig zu sein. Sollte Solarstrom in Deutschland für 15 Cent / kWh erzeugbar sein, haben E.ON und Co. ihre einmalige Stellung verloren. Und das wird kommen, da bin ich sicher.)

[meinolf67]

Japan to bring back solar power subsidy for homes
Wed Dec 24, 2008 6:07am EST


TOKYO (Reuters) - Japan plans to bring back subsidies for solar panel equipment from January, the Ministry of Economy, Trade and Industry said on Wednesday, as the world's fifth-biggest emitter struggles to cut its greenhouse gas emissions.

METI said the government would offer 9 billion yen ($99.6 million) in the first quarter of 2009 and possibly more in the fiscal year starting next April to foster use of solar panel equipment in homes.

To meet its long-term goal of cutting greenhouse gas emissions by 60-80 percent from current levels by 2050, the government aims to have more than 70 percent of newly built houses equipped with solar panels by 2020.

The government has seen domestic solar demand dry up after it pulled the plug on subsidies in March 2006, hurting solar panel makers' ability to invest in research and expansion abroad.

Japan's greenhouse gas emissions hit a record high in the year that ended in March, putting it at risk of missing its Kyoto Protocol target over the next four years of cutting emissions to 6 percent below 1990 levels.

METI said the government would offer a subsidy of 70,000 yen per kilowatt of equipment to be installed next year, and forecast that about 35,000 applications would be filed between January 13 and March 31.

Government budget proposals for the fiscal year starting in April also include 20 billion yen worth of solar subsidies that could be offered from April 1, METI officials said. Analysts say Tokyo's 2006 decision to scrap solar subsidies helped Germany's Q-Cells AG overtake Japan's Sharp Corp as the No.1 supplier of solar cells, while China's Suntech Power Holdings Co Ltd has nudged out Kyocera Corp for third place in the market.

[meinolf67]

Sanyo und Nippon Oil wollen bei der Entwicklung von Dünnschicht-Photovoltaik zusammenarbeiten
256,5 kW-Solarstromanlage mit SANYO-Modulen (Alfdorf, Deutschland)

256,5 kW-Solarstromanlage mit SANYO-Modulen
(Alfdorf, Deutschland)


Das japanische Ölversorgungsunternehmen Nippon Oil und der japanische Elektronikkonzern Sanyo haben in einer Pressemitteilung bekannt gegeben, dass sie die Rahmenbedingungen für die Gründung eines gemeinsamen Unternehmens festgelegt haben. Damit wollen die beiden Konzerne auf die erwartete Expansion und Weiterentwicklung des Markts für Dünnschicht-Solarzellen reagieren. Weitere Verhandlungen zu den Details der Zusammenarbeit sollen folgen. Innerhalb des stark wachsenden Solarstrom-Marktes seien Dünnschicht-Solarzellen künftig am kostengünstigsten, heißt es in der Pressemitteilung. Daher würden sich immer mehr Unternehmen aus unterschiedlichen Industriezweigen für Solarzellen dieser Art interessieren und nähmen Abstand von Herstellern herkömmlicher Solarzellen. Sanyo produziert und verkauft bereits so genannte "HIT"-Solarzellen. Diese hätten den derzeit weltweit höchsten Umwandlungswirkungsgrad unter den in Serie produzierten Solarzellen. Um sein Solar-Geschäfts weiter auszubauen, habe Sanyo die Dünnschicht-Technologie stets weiterentwickelt. Während Sanyo seine HIT-Solarmodule weiterentwickeln will, die Dünnschicht rasch zu einem zentralen Geschäftszweig zu machen, habe das Unternehmen Überlegungen angestellt, wie die nötigen Mittel und technischen Fähigkeiten bereitgestellt werden könnten. Laut Pressemitteilung haben Nippon Oil, das Dünnschicht-Solarzellen ebenfalls zu einem Kerngeschäft machen will, und Sanyo nun entschieden, die Gründung eines gemeinsamen Unternehmens weiterzuverfolgen.



Dünnschicht-Solarzellen als Kerngeschäft

Nach eigenen Angaben will der Energieversorger Nippon Oil neue Produkte zu einem seiner Geschäftszweige machen wie z.B. Brennstoffzellen, Solarenergie-Produkte und Energiespeicher. Um die Dünnschicht-Technologie in großem Umfang am japanischen Markt anzubieten und in die Möglichkeiten der Technologie für die private Nutzung zu investieren, müsse das Unternehmen die kostengünstigen Dünnschicht-Silizium-Solarzellen zuverlässig bereitstellen können. Daher habe Nippon Oil erwogen, mit einem Unternehmen zusammenzuarbeiten, das bereits mit der Entwicklung von Dünnschicht-Solarzellen begonnen hat und in der Solar-Industrie bekannt ist.



Produktion von hoch effizienten Dünnschicht-Solarzellen soll bis 2010 beginnen

Nippon Oil und Sanyo verbinden eigenen Angaben zufolge ähnliche Interessen bezüglich der Sicherung von Ressourcen und Technologien. So wollen beide bis zum Geschäftsjahr 2010 hocheffiziente, kostengünstige Dünnschicht-Solarzellen vermarkten. Zu diesem Zweck wollen die beiden Konzerne im April 2009 detaillierte Verhandlungen zur Gründung des gemeinsamen Unternehmens aufnehmen.

[meinolf67]

China is the biggest: Plans set for a gigawatt of solar panels
Chris Morrison | December 30th, 2008

China gets a lot of flack for all the coal plants it builds. However, there’s been some evidence that the country could step out as a leader not just in pollution, but in renewable energy too. Two companies have unveiled a plan to build a power plant in the Qaidam Basin of northwestern China containing a gigawatt of solar panels, or enough to light 20 million of your 50 watt lightbulbs at any given moment.

Some very large solar facilities have been planned to date, but they’re usually done with solar thermal, an entirely different technology. Solar panels are usually installed in the kilowatt to single-digit megawatt range — and a gigawatt, by the way, is a thousand megawatts. So the plan for the Qaidam Basin plant goes far beyond the average scale.

However, it’s not unprecedented. Earlier this year PG&E announced its own plans to build an 800 megawatt facility in California’s San Luis Obispo County. The Chinese companies, China Technology Development Corp. and Qinghai New Energy, plan to exceed that number by a cool 25 percent.

The other notable point of the plan — which seems rather thin on details — is that the Qaidam Basin project will mix traditional silicon photovoltaics with newer, less-proven thin-film panels. The United States has its own set of famous thin-film companies, like First Solar and Applied Materials (which sells manufacturing equipment), but it seems likely that CTDC and Qinghai are planning to use a native company, which may be little known at the moment.

I should also note that it seems as likely as not the plan will never fully come to fruition — the initial investment will only be enough for 30MW of the planned thousand. But with plans for solar installations of this size multiplying, it’s looking more certain that they may become common in the future.

[lieberlong]

Spot prices of China-made solar-grade 6-inch poly-Si wafers fall to US$6
Staff reporter, Taipei; Adam Hwang, DIGITIMES [Wednesday 31 December 2008]


China-based producers of solar-grade 6-inch polycrystalline silicon (poly-Si) wafers have been dumping their products in the spot market for sale at US$6 per wafer or even lower, according to industry sources in Taiwan.

In response, Taiwan-based makers have quoted US$6-7 per 6-inch poly-Si wafer in the spot market, the sources indicated. While many small makers of 6-inch poly-Si wafers have offered spot prices of below US$6, the quality of their products is unstable, the sources said. Therefore Taiwan-based solar cells makers prefer more expensive wafers made by Taiwan-based or large China-based makers such as LDK Solar and Yuhui Solar Energy Source (wholly owned subsidiary of UK-based ReneSolar), the sources pointed out.

Spot market prices of 6-inch poly-Si wafers stood at US$11-12 in September 2008, US$9 in early November and US$7.5 in early December, the sources noted.

http://www.digitimes.com/print/a20081231PD200.html

[meinolf67]

Wünsche euch allen ein frohes neues Jahr 2009.

Bin sehr gespannt, was es bringen wird.

Zur Einstimmung und zum Schmunzeln ein Blick zurück auf die "wilden Spekulationen" von Hörschwelle und mir von vor einem Jahr (sieh Posting #3):

1) REC baut seine Gigawatt-Site (die Ankündigung erwarte ich in den nächsten 6 Wochen; tippe auf die USA oder Korea oder Taiwan als Standort)

REC baut die Fabrik in Singapur und den neuen SI-Standort in Becancour.

2) Mindestens ein weiterer Dünnschichthersteller schafft es zu industriellem Produktionsvolumen (Kandidaten: Solopower, Ascent, Calyxo, Solibro)

Voll daneben; keiner der Kandidaten hats geschafft. Am ehesten noch Unisolar von ECD

3) GE steigt in großem Stil in den PV-Markt ein

na ja, den Punkt kann man vielleicht zur Hälfte geben: Fotowatio, Conergy, Primestar,..

4) Intel kauft SOLON

No. Not yet?

5) Q-Cells zieht an Sharp vorbei

Ist passiert

6) Intel kauft Cypress, spinnt Sunpower aus und fusioniert die mit SOLON (siehe Punkt 4)

der spin-off ist passiert, aber das hat Cypress von selbst getan; Intel wiedrum ist bei Spectrawatt eingestiegen

7) jemand anders kauft Cypress

nicht mehr interessant, da jetzt wieder ein Chiphersteller

8) Siemens kauft Solar Millennium

No. Siemens macht bisher gar nichts. Dafür hat Bosch bei ErSol zugeschlagen.

9) Conergy macht erstmals über 100 MEUR Gewinn; oder geht Konkurs; oder nichts von beidem

Tja, da habe ich wohl die goldene Mitte erwischt. Aus Aktionärssicht wars allerdings praktisch so gut wie ein Konkurs...

10) Das EEG wird gekippt, nachdem die große Koalition auseinandergebrochen ist; Solaraktien korrigieren um 77%

Das EEG war tatsächlich in kontroverser Diskussion auch ohne daß die große Sedation, äh-Koalition-, auseinanderbrechen mußte. So kam es von 5% Degression auf 10%.

Und die 77% Kurseinbruch?

Die haben wir locker überboten, obwohl die Rahmendaten eigentlich besser denn je sind...

Hörschwelles Punkte waren:

1) SV7 bestätigt den Produktionsbeginn breites Grinsen (nicht ohne ein, mein persönliches Interesse)

SV7 treibt sich inzwischen auf Dünnschichtkonferenzen herum; Silizium würde ich keines erwarten


2) GE steigt noch stärker in den Windenergiemarkt ein und kauft ein Unternehmen aus der zweiten oder dritten Reihe (Wind 7)

Habe nichts dergleichen mitbekommen

3) Evergreen Solar macht doch schon zum Jahresende eine schwarze oder, von mir aus auch, rote Null

nicht ganz

4) Ascent wird ganz von Norsk geschluckt

noch nicht

5) MAN kauft sich bei Solar Millenium mit über 50% ein

auch nicht

6) Siemens schluckt MAN

nö

8) Solon betritt den Gigawattbereich in der Produktion und wird unabhängiger durch eine umfangreiche vertragliche Kooperation mit der Nitol Gruppe.

Nitol ist noch so eine SI-Ente

9) Dass EEG wird gekippt, und alle Buden, die nicht die Grid Parity ohne EEG erreichen können korregieren um 90% die anderen übrigen, 5 Stück, erreichen Kurssteigerungen, durch Offenlegung ihrer tatsächlichen Margen, von mehreren 100% (z.B. FSLR, auch nicht ohne Eigennutz)

auch hier: dieextremen Kursbewegungen sind eingetreten; die dafür als Trigger vorhergesagten Ereignisse nicht

10) GE kauft Conergy und wird "First Partner" von Evergreen, wobei sich Evergreen vorher, nach endlich durchgeführter Überlegung, aus dem Ever-Q JV heraus zieht um erwachsen zu werden und mit GE die Nr. 1 der Kristallinen PV-Industrie zu werden. Aus Quad wird ein 6 Pack und die SI Mengen schrumpfen auf verschwindliche 100 - 70 mM aufmerksam

Nö.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.288.350 von meinolf67 am 01.01.09 13:41:48

Und die Moral von der Geschicht...?

Die Kurse reagieren VIEL radikaler als man (oder zumindest ich) von den realwirtschaftlichen Veränderungen her erwarten würde.

Und Prognosen sind sehr schwer, besonders wenn sie die Zukunft betreffen.



Was erwartet Ihr von 2009? Laßt mal hören...

Ich leg' einfach mal was vor:

1) Wir werden Konsolidierung sehen; 30% aller Up&Midstream-Player scheiden aus dem Markt aus

2) Downstream Anbieter erleben einen warmen Regen; Buden wie Conergy, Centrosolar, Phoenix,... scheiben Rekordergebnisse

3) umg-SI wird mainstream; Q-Cells, CSIQ, TSL, Photowatt, BP liefern große Mengen solcher Module

4) Timminco wird profitabel

5) c-Si Module kosten Ende 2009 noch $2,00. Der Systempreis beträgt je nach Größe des Projekts $2,50-$3,50. Der Dollar steht bei 1,80 zum Euro. Damit kann man in Deutschland Systeme für unter 2 Euro/Wp kriegen. Mit 5% Abschreibung und 4% langfristigen Zinsen "kostet" die kWh 8bei 1.000 kWh/kWpxJahr) für den Selbsterzeuger dann noch 14c.

Ganz ohne EEG....

Ok, das wäre ein Argument dafür, daß die Preise vielleicht doch nicht so weit fallen...


Und gagaga wird zum PV-Bullen.


Nota bene:
Der Dollar wird eine enorme Rolle für die relaitve Wettbewerbsfähigkeit von sehr vielen Anbietern spielen!

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.288.379 von meinolf67 am 01.01.09 14:00:29

Hi Meinolf,

zu Dokumentatioszwecken noch 2,5 Thesen von mir:

1.) 2009 wird es mehr Siliziumproduktioskapazitäten geben, als gebraucht wird. (nämlich ca. 100.000 Tonnen Kapazität bei ca. 60.000 Tonnen Nachfrage)

2.) Dementsprechend bekommen wir einen sehr viel niedrigeren Siliziumpreis von bis zu 40 Dollar / Kilo für schlechtere Qualität.

3.) Samsung steigt ins Geschäft ein, möglicherweise durch eine große Übernahme.

----------------

So, und damit alles schön schwierig bleibt, gibts ein Alternativszenario:

Obama ergänzt noch in Q1/2009 den ITC nicht nur durch eine mittel- und langfristig wirkende Quote für EE auf Bundeebene, sondern durch eine sofortige direkte staatliche Vergütung für Strom aus EE. Die Nachfrage in USA explodiert und Silizium bleibt relativ(!) knapp.

[meinolf67]

http://www.meti.go.jp/english/press/data/20081224_01.html

Die Japaner fördern wieder.

Entspricht einer Zulage von eta 550EUR/kWp.

[meinolf67]

Spotpreise für Polysilizium fallen
30.12.2008: Wie die taiwanesische Online-Zeitung Digitimes unter Berufung auf Industriekreise berichtet, sind die Quotierungen für Solarsilizium auf 150-175 US-Dollar pro Kilogramm gefallen, was einem Rückgang um 56-63 Prozent gegenüber den Werten vom Oktober 2008 entspricht. ... Quelle: Digitimes

[lieberlong]

China market: Government to help major solar wafer makers consolidate smaller ones, claim sources

Staff reporter, Taipei; Adam Hwang, DIGITIMES [Friday 9 January 2009]

Viewing that the presence of too many makers of solar-grade polycrystalline silicon (poly-Si) wafers in China has resulted in oversupply and intensive price competition, the Chinese government plans to help leading makers consolidate medium-size and small fellow makers to restore health to the industry, according to industry sources in Taiwan.

The Chines government will offer financial aid of two billion yuan (US$291 million) for each of the leading makers to facilitate such mergers, the sources pointed out. An alternative to mergers is that medium-size or small makers will maintain their business operations but let leading makers arrange their production and shipments, the sources indicated.

There are currently 145-150 makers of poly-Si wafers in China, the sources added.

http://www.digitimes.com/print/a20090109PD200.html

[meinolf67]

Wafer-based solar cells aren't done yet
Date: Dezember, 2008

by Katherine Derbyshire, contributing editor, Solid State Technology

Dec. 23, 2008 - The solar industry's recent growth spurt has shown that success brings new challenges. Once content to salvage silicon scrap from the integrated circuit industry, wafer-based solar cells have become the largest consumer of high-purity silicon. As a result, manufacturers of wafer-based silicon solar cells are caught between rising raw material costs on one side, and less expensive alternative technologies on the other.

As the name implies, wafer-based silicon cells are fabricated from slices of either single-crystal or multicrystalline silicon. They achieve the highest efficiencies of any commodity photovoltaic technology, second only to cells based on GaAs and other type III-V semiconductors. Single-crystal (c-Si) cells depend on the same Czochralski growth process used to make wafers for integrated circuits, while multicrystalline (mc-Si) cells are cut from cast silicon ingots. Silicon is the largest contributor to the cost of wafer-based cells, accounting for as much as 50% of the total. (Cell cost, in turn, accounts for about half of the total cost of a photovoltaic system.) When the solar energy boom created a severe shortage of high-purity polysilicon, wafer-based cell manufacturers saw their costs rocket upward.
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Middle

Higher costs created an opportunity for less expensive cells, based on thin films of silicon and other photoactive semiconductors. Though less efficient than wafer-based cells, thin-film cells derive a significant cost advantage by using much smaller quantities of semiconductor. At this writing, industry analysts at SolarBuzz report that the lowest quoted thin-film module price stands at US$3.02 per watt-peak, with the lowest c-Si module at $4.24 per watt-peak.

Manufacturers of wafer-based cells have responded with rapid reductions in silicon consumption. According to Jef Poortmans, director of IMEC's organic and solar department, current cells use between eight and nine grams of silicon per watt of power generation, with wafer thicknesses in the neighborhood of 200μms. At this spring's IEEE Photovoltaic Specialists' Conference (PVSC'08), John Wohlgemuth, staff scientist at BP Solar, reported that his company has qualified modules based on 180μm thick wafers and is testing processes for 160μm thick wafers cut with 100μm wire. IMEC's roadmap, presented at the organization's recent annual research review meeting, envisions use of 80μm wafers by 2015.



IMEC's roadmap for c-Si PV technology. (Source: IMEC)


As wafer thickness drops, kerf loss accounts for a larger fraction of silicon consumption. Ultimately, the width of the saw limits the number of wafers that can be cut from a silicon ingot. According to Erik Sauar at the REC Group, speaking at PVSC'08, silicon shortages have driven tremendous improvements in sawing efficiency: manufacturers are obtaining 50% more wafers per ingot than they were as recently as 2005.

Though layer transfer techniques like those used in silicon-on-insulator wafer manufacturing would minimize kerf loss, they are currently too expensive to be practical for solar cells. For example, Soitec's SmartCut process uses ion implantation to isolate the layer to be transferred from the rest of the wafer, creating the eventual cleavage plane. IMEC's stress-induced cleaving process, in contrast, deposits a metal layer on the starting wafer. Differential thermal expansion between silicon and the metal literally pulls a silicon layer free, Poortmans said.

Though differential thermal expansion can be useful, as in this technique, it can also pose problems for the solar cell. Metal contacts, particularly the blanket films used for backside contacts, can bend thin wafers, making them more difficult to handle and more susceptible to breakage. Wohlgemuth noted that several suppliers have introduced low-bow aluminum pastes. Though thicker wafers can support themselves, handling becomes much more challenging as wafer thickness goes down. Fully automated wafer handling will likely be required below 160μm, Wohlgemuth said; layers <100μms thick will almost certainly require a glass or plastic carrier substrate during processing.

The photovoltaic industry is seeking to increase automation in order to cut costs, particularly in the module assembly phase. However, automation by itself will not necessarily eliminate cell breakage. The industry does not yet have clear specifications or testing standards for thin wafers. As Poortmans explained, part of IMEC's research effort focuses on early crack detection, particularly identification of cracks which do not immediately cause an electrical failure, but may become worse with further handling.

Though reducing wafer thickness does not require the wholesale changes typical of new process generations for integrated circuits, thin cells do face performance challenges. One of the most important of these, as described in a recent Solid State Technology article ("Improved efficiency boosts PV panel prospects," October 2008) is the need for a backside reflector to increase light capture. Any such layer will contribute to wafer stress, so thermal budgets and the risk of breakage will require careful consideration. On the other hand, back contact designs benefit from thinner wafers, which reduce resistive losses between the front surface, where carriers are generated, and the contacts.

Eventually, Poortmans said, IMEC hopes to achieve cost-effective epitaxial deposition on glass, combining the cost advantages of thin film deposition with the performance advantages of high-quality silicon, and driving cost below €1/watt. -- K.D.

[meinolf67]

"Roof-grab":



SunEdison Announces Largest Distributed Generation Solar Program
with Developers Diversified Realty

Under SunEdison’s REIT Solar Program, SunEdison Can Deploy PV Solar on More Than
200 DDR Properties

BELTSVILLE, MD (January 7, 2009)— SunEdison, North America’s largest solar energy services
provider, today announced the largest solar distributed generation program with Developers Diversified
Realty (NYSEDR), a Cleveland-based real estate investment trust (REIT) actively engaged in the
development and management of shopping centers. SunEdison has the rights to deploy solar energy
systems at more than 200 shopping centers, covering up to an estimated 30 million square feet, located
in 24 states and in Puerto Rico. Potential capacity of the program is up to 259 MW.

Once a system is operational, Developers Diversified will be able to purchase energy for common area
uses. In addition, shopping center tenants can benefit and realize energy savings by opting to purchase
the power generated through the program at rates lower than retail energy rates.

“Developers Diversified is a forward-thinking real estate company—bringing clean solar energy to its
properties for the benefit of its tenants and the environment through the largest distributed generation
program of its kind. It’s a way for Developers Diversified and its tenants to reduce operating costs.
Furthermore, a typical-sized solar energy system in the program will avoid an estimated 10 million pounds
of carbon dioxide pollution,” said Brian Jacolick, General Manager, Americas for SunEdison.

Developers Diversified Realty currently owns and manages approximately 720 retail operating and
development properties in 45 states, plus Puerto Rico, Brazil, Russia and Canada, totaling approximately
159 million square feet. Developers Diversified is a self-administered and self-managed REIT operating
as a fully integrated real estate company that acquires, develops, leases and manages shopping centers.
Additional information about the company is available on the Internet at www.ddr.com.

[UWR_Kerl]

Ich als kleiner Schwarzmaler muss an dieser Stelle und für den Ausblick 2009 den lieben Herrn Roubini bringen:

http://video.aol.com/video-detail/roubini-sees-crisis-worsen…

You never know.

Hauptsache ist, dass keiner das Vertrauen in den Wert des Geldes verliert, der Mittelstand wieder Mut fasst und das Wirtschaftsrad wieder schneller dreht.

[lieberlong]

Die Sorgen wachsen - Der italienische Einspeisetarif ist bedroht,
außerdem macht eine neue Steuer Ärger...

http://www.photon.de/photon/pd-2009-01.pdf" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">http://www.photon.de/photon/pd-2009-01.pdf

[meinolf67]

Solar cell prices may bottom out at end of 1Q09 PDF Print E-mail


Posted by Debasish Choudhury on 14 January 2009 at 08:06

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Published in: News, News

While the global supply chain of solar energy products has witnessed fast shrinking demand since the beginning of the fourth quarter of 2008, with prices of products generally having dropped to historical lows, prices of polycrystalline silicon (poly-Si) solar cells stand a chance of rebound around the end of the first quarter of 2009 when inventories become low, according to Taiwan industry sources reported Digitimes.

While the first quarter is traditionally a slow period for the solar energy industry, producers in the supply chain, from solar-grade poly-Si down to solar modules, are expected to clean out inventories in the meantime, the sources indicated. When inventory levels have decreased and a peak-sale period is coming around the end of March 2009, prices of poly-Si solar cells are likely to bottom out, the sources pointed out.

Last update: 14 January 2009 at 08:06

[meinolf67]

Machen sie jetzt doch Ernst?:


China finalises action plan for solar energy


Posted by Debasish Choudhury on 14 January 2009 at 08:04

The Action Plan for Solar Energy was approved for implementation, according to the 2009 Annual Work Conference of the Chinese Academy of Sciences held on January 12.

The plan is divided into three phases: distributed utilization of solar energy by 2015, substitution utilization by 2025 and extensive utilization by 2035, aiming to make solar energy one of China's important energy sources around 2050.

An official at the Chinese Academy of Sciences noted that the implementation of the Solar Action Plan will foster a scientific and innovative system to support the development of the solar energy industry in China, People’s Daily Online reported.

The launch of the plan will promote the establishment of a number of public platforms for solar energy technologies as well as research centers and the eventual formation of a scientific and innovative value chain for the utilization of solar energy from basic research and application to marketing, the official added.

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.373.135 von meinolf67 am 14.01.09 16:17:21

http://www.digitimes.com/news/a20090114PD200.html

[meinolf67]

iSuppli reveals the winners and loser in the solar industry shakeout
14 January 2009 | By Mark Osborne | News > Market Watch

In a webinar hosted by Henning Wicht, Senior Director & Principal Analyst, Photovoltaics and MEMS Research at iSuppli Corp, noted that the massive increase in production of polysilicon, cells and modules will result in plunging prices across the supply chain that will generate a divide between winners and losers in the photovoltaics industry.

The global economic downturn and restricted access to capital is projected to limit the growth in PV installations to 4.2GW in 2009, a Year-on-Year growth of only 10%. This compares to an installation growth of 40% in 2007 and 50% in 2008.

However, iSuppli forecasts a return of high growth rates that the industry has come to expect in 2010, with over 6GW installed and reaching 10GW in 2012. Nevertheless, the industry is facing major problems in overcapacity across the industry that will not improve for several years, according to Wicht.

The dramatic increase in polysilicon production is projected to reach 100,000MT in 2009 that equates to over 50GW. Planned polysilicon capacity expansions could see that figure climb to over 250,000MT by 2012, or approximately 38GW.

The market research firm noted that polysilicon demand would grow by 34% in 2009, compared to 2008, but supply would grow by 112%. The result is a spectacular fall polysilicon prices, which saw a peak in 2008 of approximately US$400 per kg but is expected to fall to an average price of US$250 per kg in 2009.

The continued disconnect between supply and demand will drive polysilicon spot prices to the floor. In 2010, prices are expected to fall to below US$150 per kg in 2010, sub-US$100 per kg in 2011 and below US$50 per kg in 2012.

At these selling prices, it would seem that only the largest or the most cost efficient polysilicon producers could sell at above cost. This could force many smaller and higher cost producers from the market. Wicht believes that the latest round of announced polysilicon expansion plans from Wacker and Hemlock could be the last from this sector of the industry for some time.

There is also a massive disconnect between PV module production and installations that will see significant price erosion in 2009 and beyond. According to Wicht, module production will reach approximately 11GW in 2009, yet installations are targeted at 4.2GW. The relative overcapacity in module production will exceed 160% in 2009 and remain above 100% through 2012.

Overcapacity in module production will result in a significant fall in module prices, Wicht noted. Crystalline silicon module prices will fall to between US$2.50 and US$2.75 per watt.

The problem with prices falling to these levels according to Wicht, is that although price elasticity will boost demand, only those with the lowest production costs will benefit as they will capture the business while still making a profit. Those with higher production costs could not sell modules at this cost per watt level without losing money.

In particular, Wicht believes that the pure-play module manufacturers where costs are expected to be in the range of US$3.45 per watt will find it increasingly difficult to compete. The worse case scenario is that companies will fold or struggle with mid-term losses.

Integrated cell and module manufacturers could do better with the low cost producers have a US$2.48 cost per watt, but others with a cost per watt of US$2.86 could struggle.

Wicht noted that the winner amongst the fallout would be thin film leader, First Solar as it has the lowest cost per watt in the industry. Cost per watt will be the single most important factor in an extended price decline, not only because the manufacturer will remain profitable but the fundamental attraction of grid parity goals, remain in place.

Wicht noted that new thin film entrants, especially those employing amorphous silicon will struggle to sell all of their production capacity in the market as First Solar dominates the markets best suited to thin film installations.

Integrated crystalline silicon cell manufacturers that have business arms stretching into distribution, project planning and installation will also fair better as they have greater control over reducing costs across the supply chain.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.378.395 von meinolf67 am 15.01.09 09:55:17

Die Analyse teile ich in Bezug auf einige Grundaussagen, insbesondere hinsichtlich des Silizium-Marktes und der vielen neuen TF-Unternehmen, für die es einfach keinen Markt mehr gibt, was ganz besonders für a-Si gilt imho.

Allerdings sehe ich den Preisverfall beim Silizium noch viel schneller kommen, als bis 2012. Ich behaupte, dass wir bereits Ende 2009 für schlechte Qualitäten Preise von 50 Dollar / kg sehen werden.

Die Installationszahl von 4,2 GW in 2009 kann hinkommen, wäre aber meiner Einschätzung nach keine Steigerung von 10%, sondern eine massive Schrumpfung gegenüber 2008. Denn für 2008 gehe ich eher von 5 bis 6 GW aus.

Das hier verstehe ich nicht:

There is also a massive disconnect between PV module production and installations that will see significant price erosion in 2009 and beyond. According to Wicht, module production will reach approximately 11GW in 2009, yet installations are targeted at 4.2GW.

Ist hier die theoretische Produktionskapazität auf Basis des verfügbaren Si gemeint oder wirklich die tatsächliche Produktion? Eine Modulschwemme in dem hier beschriebenen Sinne und ein Produzieren von mehreren GW (!) "auf Halde" wird es nicht geben imho. Das macht einfach keinerlei Sinn. Was wir statt dessen sehen werden, ist, dass Produktionskapazitäten nicht aufgebaut oder nicht ausgelastet oder ganz abgebaut werden.

Dabei müssen die Unternehmen zuerst die Produktion einstellen, die zu hohen Preisen produzieren und schlechten Endkundenzugang haben. Man könnte fast so etwas wie einen Index entwickeln, der diese beiden Dinge misst, nämlich kostengünstige Produktion und "Standing" (starke Partner, Vertrieb, Marke, Endkundenzugang). Wer in beiden Dingen stark ist, wird noch stärker, wer in beiden Punkten schwach ist, geht aus dem Markt. Der Rest wurstelt rum.

Wer ist am stärksten im Sinne dieses Index? Ganz klar: FSLR.

[meinolf67]

China PV module sector sees departure of 70% of makers


Latest news
Nuying Huang, Taipei; Adam Hwang, DIGITIMES [Thursday 15 January 2009]

China's photovoltaic (PV) module sector, faced with fast decreasing global demand, saw a drastic reshuffling process in the fourth quarter of 2008 and as many as 250, or 70%, of its originally 350 makers have been forced out of the market because of relatively unhealthy corporate structure and poorer competitiveness, with about 100 large ones remaining, according to industry sources.

The surviving PV module makers are large makers with strong vertical integration, some of whom are invested by government organizations, the sources pointed out. Suntech Power is the largest China-based maker of both solar cells and PV modules with an annual PV module production capacity of 1GWp, followed by Yingli Green Energy with 800-1,000MWp, Trina Solar with 700-800MWp and Solarfun Power with 600MWp, the sources indicated.

Unlike China, Taiwan's PV module industry consists of about 100 independent makers with comparatively small annual production capacities of up to 300MWp, while main makers of solar cells such as Motech Industries and Gintech Energy are unwilling to step into making PV modules because they consider it conflict of interest with their clients from the PV module sector, the sources pointed out.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.385.802 von meinolf67 am 16.01.09 03:47:49

Die Pleitewelle der kleinen Modulbauer ist schon mal ein Schritt in die richtige Richtung (Konsolidierung). Bleibt die Frage, wer den zwangsläufig damit verbundenen Rückgang der Zellproduktion wird tragen müssen.

Ich frage mich schon lange, ob es in China auch jede Menge kleine Zellproduzenten gibt, die wir namentlich nicht kennen, die in Summe aber einen relevanten Output hatten und die jetzt pleite gehen oder ob es doch im wesentlichen die Großen sein werden, die einfach ein paar Linien still legen müssen (von Suntech bis zu den Taiwanesen).

(Dass es im Waferbereich einen ganzen Zoo von chinesischen Kleinunternehmen gibt oder besser noch gibt, haben wir ja kürzlich schon gelernt.)

[meinolf67]

U.S. Stimulus Bill: Renewables Implications
16 January 2009 | By Mark Osborne | Editor's Blog


Commentary by Barclay's Capital Solar Energy Equity Research Analyst Vishal Shah.

Although the House version of stimulus package has no specific details on solar, potential for incremental solar demand generation from several clean energy programs highlighted in the package is significant, in our opinion, and somewhat better than our expectations of 2GW incremental solar demand over 2 years.

Summary

· We believe the federal solar procurement program is likely embedded within $6.9 billion state/local government grants for renewable infrastructure projects. Additionally, we believe the $8 billion loan guarantee program has the potential to support $80 billion of renewable projects resulting in incremental 2GW solar PV demand by our estimates.
· We expect the senate to propose a similar version of the stimulus package over the next week . The combined bill is expected to be sent to President-elect Obama by mid-February.
· In general, the tax portion of stimulus bill is better than our expectations and could act as a potential positive catalyst for the renewables tax equity market. The stimulus bill includes provisions for extension of production tax credit (for wind, set to expire '09), temporary conversion of PTC to ITC and tax incentives for businesses to invest in renewable energy projects.
· Stock implications: Our current forecasts for the US market call for 475MW shipments in 2009 and 900MW shipments in 2010 - both these estimates have room for potential upside if the Obama plan is successful in creating incremental solar demand. We believe downside risk exists to 2009 shipment projections of a number of solar companies. However, assuming credit markets improve and US demand accelerates, we believe select solar stocks have room for further potential upside as stocks are currently trading between 5x and 10x conservative 2010 estimates (30% ASP decline in 2010 ~$1.80/W ASP). In our view, greater than expected demand in the US has the potential to positively impact SunPower, First Solar and low cost Chinese players.

$54 billion renewables package in stimulus bill - better than our expectations
Although light on details for solar specific programs, the overall package appears better than our expectations. First, the headline $54 billion number is better than the $25 billion reported by Sunday's Washington Post article (Stimulus Bill May Include Energy Measures, 1/11/09). Second, we note that the package has elements that have multiplier effect on overall funding/renewable demand generation. For instance, the stimulus bill provides $8 billion for renewable loan guarantees that could support $80 billion worth of projects. Key elements of the package that could potentially result in incremental solar demand include:

· $7 billion funding to increase energy efficiency in federal buildings - specifically, $6 billion focused on projects such as integrated solar roof, lighting systems, etc.
· $8 billion loan guarantee program (see next section for further details).
· $3.5 billion state/local government grants for energy efficiency and conservation. Funds are expected to be used for a wide range of renewable projects which also include onsite renewable energy generation projects.
· $3.4 billion to fund renewable energy projects of state energy offices (we believe solar procurement program could be included in this portion of the bill).
· $1 billion grants to institutions to implement sustainable energy infrastructure projects.
· $500 million loan guarantees estimated to support $5 billion loans to implement sustainable energy infrastructure projects.

Loan guarantee program to support $80 billion of renewables projects
The stimulus bill contains a new loan guarantee program which is a much bigger and better version of the current program, whereby $8 billion of funds are apportioned eliminating the requirement for the companies to pay any credit subsidy fee (which is the net present value of the likelihood of default). Our checks suggest that the current $10 billion loan guarantee program (which expires in Feb '09) is self-funded where the companies are required to pay a credit subsidy fee. The current program is also designed only to promote near commercial technologies whereas the new $8 billion program includes all proven renewable technologies. In our view, the new program is designed to essentially reduce the cost of capital and also significantly improve the availability of capital.

Estimating the potential solar PV impact from $8 billion loan guarantee program:
Assuming 50% of the $80 billion loans are for renewable generation (remainder for transmission) and wind/solar receive 80% of the renewable generation investments, we estimate ~2GW solar PV capacity buying power (see chart below).

http://www.pv-tech.org/editors_blog/_a/u.s._stimulus_bill_re…

[meinolf67]

Spain Installed More Than 3GW of Solar in 2008
The latest estimates from the Spanish government show that the new capacity added last year exceeded some expectations by as much as threefold.
by: Ucilia Wang
Bullet Arrow January 16, 2009

How big was the Spanish solar market in 2008? Three times bigger than many analysts have anticipated.
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Spain's National Energy Commission (CNE) this week estimated that about 3.1 gigawatts of solar power were connected to the grid from January through November 2008, said Gordon Johnson, head of the alternative energy research at Hapoalim Securities in New York City.

Since the Spanish program began, around 3.75 gigawatts have been installed there.

The 3.1-gigawatt number is an estimate, because only nearly 2 gigawatts worth of the installations have been registered with the government and connected to the grid. But the CNE expects the final number to be higher because it's still collecting registration data.

At more than 3 gigawatts, the Spanish market growth far surpassed estimates by many analysts. Many had believed the country would only add around 1 gigawatts of new capacity in 2008.

Spain became a booming market thanks to a generous government program that requires utilities to buy all the solar energy production at a premium price. The catch was that the program would be shrunk after the end of September 2008.

As a result, developers rushed to install as many energy systems as they could by the September deadline. Solar panel makers, particularly those from China, benefited tremendously from the dramatic growth.

But problems also accompanied the growth. The government had to launch investigations into allegations that some developers had committed fraud by falsely claiming to have completed their installations by the September deadline (see Solar Fraud Could Eliminate Spanish Market).

The frenzy also led to an oversupply of panels, analysts said (see Solar a Bust In Spain). Some developers couldn't pay for the panels they ordered. The new program will only apply toward 500 megawatts worth of new installations in 2009, and the solar-electric rates to be paid by utilities are also lower than the previous year (see Spain Approves 500MW for Solar). Solar panel prices also have been falling.

The panel oversupply problem has happened elsewhere, too, Johnson said. Credit crunch and unrealistic expectations of the market demand have prompted many solar equipment companies to layoff people and cut sales and production forecast.

"We are going to have a tough time this year. I think people will have to adjust their expectations significantly this year," he said

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.403.342 von meinolf67 am 19.01.09 14:47:57

3.753 MW PV in Spanien 2008 verbaut = +1012% gegenüber 2007...

Nach den jetzt vorliegenden offiziellen Zahlen von der CNE wurden in Spanien 2008 insgesamt 2.661 MW installiert und registriert. Dazu kommen noch mal geschätzte 1.092 MW bis Dezember 2008, die "mangelhaft" waren und von der CNE nicht erfasst/registriert wurden. Das gehört jedoch zur real installierten Leistung in 2008 = 3.753 MW = +1.012% in 2008 gegenüber 371 MW in 2007. Im Vergleich wurden in gleichen Zeitraum in Deutschland nur ca. 1.350 MW verbaut. Für 2009 werden in Spanien nur 500 MW erwartet. Mehr als 10.000 Beschäftigte in der Solarindustrie haben seit Sept. 2008 dadurch ihren Job verloren und viele Firmen werden aufgeben oder sich neue Märkte suchen müssen.

.... M. Sebastian wußte schon Anfang 2008, das mind. 25% der Anlagen ihre Registierung nicht schaffen werden. Beim Deckel von 500 MW in 2009 wird daher in Spanien 3.253 MW weniger verbaut werden als in 2008. Die Folgen machen sich schon bemerkbar. In Spanien werden zudem wie in Italien neue Lizenzen für 2009 um ca. 3 Monate verspätet erteilt. Der Markt liegt brach, Aufträge wurden verschoben. Das erfolgte in Spanien auf Anordnung von M. Sebastian Mitte Dezember 2008.

S2 bossi


La potencia fotovoltaica instalada en España podría llegar a los 3.753 MW

12 de enero 2009

España es, de lejos, el país en el que más creció la energía solar fotovoltaica en 2008. El incremento fue tal que ningún otro estado, incluido Alemania, pudo seguir el ritmo de la industria fotovoltaica española.

Los datos oficiales de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), según ha confirmado Energías Renovables, indican que en 2008 se instalaron en España 2.661 MW. Esta es la potencia que suman las 43.592 instalaciones fotovoltaicas que existen en nuestro país. Estos datos son objetivos y precisos. Se han obtenido de las facturas que las distribuidoras envían a la CNE para que se hagan las retribuciones pertinentes.

Los 2.661 megavatios fotovoltaicos contabilizados por la Comisión Nacional de la Energía podrían quedarse escasos a la hora de cuantificar la potencia real instalada. La CNE hace una estimación que elevaría esa cifra a 3.753 MW en diciembre de 2008. La diferencia entre la potencia estimada y la contabilizada sería de 1.092 MW y estaría justificada por comunicaciones que aún no han llegado a la Comisión Nacional de la Energía. Si finalmente se confirmaran los 3.753 MW eso significaría que la energía solar fotovoltaica habría crecido el año pasado un 1.012% respecto a los 371 MW fijados como objetivo para el 2008.

En cualquiera de los casos es un ritmo que ninguna otra potencia fotovoltaica ha podido igualar. Sirva como ejemplo Alemania, país en el que en 2007 había 1.100 MW y las estimaciones de 2008 elevaban su potencia al entorno de los 1.350 MW.

“Un amargo liderazgo”, en opinión de ASIF
La Asociación de la Industria Solar Fotovoltaica, ASIF, ya advirtió hace semanas que la potencia instalada podría ser superior a los datos oficiales de la CNE. Esta asociación considera que el crecimiento registrado entre enero y septiembre de 2008 ha sido extraordinariamente superior al previsto. En ello, afirma su presidente Javier Anta, “han confluido varios factores: la superación de la etapa más aguda de la escasez de polisilicio y la entrada en fase comercial de otras tecnologías fotovoltaicas, que han permitido un gran incremento de la producción mundial, especialmente en el Sudeste asiático; las grandes facilidades para la concesión de crédito por parte de las entidades financieras; la llegada al Sector de numerosas empresas de provenientes de otros sectores, como el inmobiliario; el retraso en la aprobación del nuevo marco regulatorio, que aceleró aún más la ejecución de proyectos por la incertidumbre existente; una tarifa fotovoltaica, la del RD 661/07, que se quedó alta y no pudo adaptarse al nuevo entorno...” Por todo ello, concluye el presidente de ASIF, “el resultado es que España ha superado absolutamente todas las expectativas y se ha situado como primer mercado fotovoltaico del mundo, incluso por delante de Alemania, pero, a diferencia de este país, con un crecimiento insostenible.”

“Durante 2008” -reflexiona Javier Anta- “la fotovoltaica ha demostrado que puede convertirse en un pilar del mix energético que nos debe abastecer de energía con gran velocidad y fiabilidad, pero ahora, con el Sector paralizado mientras se activa el RD 1578/08, estamos experimentando el severo ajuste que supone pasar de instalar 3.000 MW en nueve meses a instalar, en el mejor de los caos, 500 MW en un año: muchas empresas van a desaparecer o van a abandonar el mercado fotovoltaico español, y más de 10.000 personas han perdido su empleo desde el mes de septiembre. Por todo ello, el liderazgo solar español durante 2008, que no deja de ser una buena noticia, tiene un sabor amargo.”

Más información:
www.cne.es

http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.414.740 von bossi1 am 20.01.09 21:53:30

M. Sebastian wußte schon...

Von wem wird er wohl welche "Aufmerksamkeiten" erhalten haben?!

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.414.914 von lieberlong am 20.01.09 22:12:59

Miguel Sebatian war bei den letzten Wahlen 2006 als Kandidat der PSOE für die Alcaldía (Bürgermeisteramt) von Madrid aufgestellt. Dort wollte man den Kerl nicht. Jetzt ist er Zapateros Mann im Industrie Ministerium fürs grobe in der spanischen Wirtschaft. Alles was man vor der Wahl in Spanien versprochen hat, wird jetzt mit den Füßen getreten. Man kann sich nicht auf ihre Politik verlassen. Nur bei solarthermischen Kraftwerken ist man "noch" positiv gestimmt, da die PSOE im strukturschwachem Südspanien (Andalusien etc.) viele Stammwähler hat.

http://www.elconfidencial.com/noticias/noticia_19386.asp

[meinolf67]

20. Januar 2009
Roadmap for A Changed Landscape: Consolidation and Integration in the Solar PV Business
by Greg Boutin

Factors such as the transformed financial markets and a looming polysilicon glut are shaping a changed competitive landscape in solar, says Greg Boutin of Riverdale Partners. He believes a handful of vertically integrated giants will emerge to dominate the industry and take it to the finish line of 'grid parity'.

The financial storm the world is going through might turn out to be positive for solar power. By speeding up consolidation, the crisis could end the current fragmentation and facilitate the emergence of industry behemoths, with a game-changing ability to deliver massive economies of scale. That, in turn, would shift the industry towards ‘grid parity’ where solar without subsidies is competitive against other power generation technologies. Starting with the most favourable regions, based largely on power prices and solar insolation, and then reaching others through a ‘domino effect’ on installed system prices, this may engender a real ‘big bang’ for the solar energy space. It could see solar quickly snowball its way to dominance of the electricity generation market.


Figure 1. Silicon capacity increases to 2012
Courtesy of PV-Tech.org and Prometheus Institute

The ongoing consolidation wave is nothing new to solar players. In the past few years, the space has witnessed a series of forward acquisitions, with many solar module manufacturers or project sponsors acquiring integrators and installers. SunPower acquired PowerLight early in 2007, while solar financier SunEdison acquired Portland-based installer Renewable NRG in April 2008. Through both organic growth and acquisitions, Germany’s SolarWorld has integrated assets along the entire solar value chain to create an end-to-end solar corporation (it acquired all of Royal Dutch Shell’s solar crystalline operations in 2006).

In October 2008, Chinese silicon and module manufacturer Suntech – headed by one of China’s wealthiest men, Dr Zhengrong Shi – further validated the trend by purchasing EI Solutions, the company Energy Innovations created out of its acquisition of Prevalent Power back in 2005. This came together with the creation of Gemini Solar Development Company LLC, a joint venture between Suntech and project developer and financier MMA Renewable Ventures, and the expansion of Suntech’s US dealer network, in part to ‘build brand recognition with downstream solar integrators’, the company noted.

Already, consolidation has created corporations that can better weather the sector’s inherent cycles, and leverage their political and economical muscle to champion the solar cause. But much more is needed before solar energy can truly be regarded as a real contender among mainstream energy sources. The existence of solar giants could, for instance, open the door to ambitious national programmes aiming at tackling global warming and defusing some of the risk associated with peak oil. Certainly, the current conjunction of events makes it likely that the consolidation trend will intensify.

Polysilicon industry to ensure access to market

Management consulting firm Riverdale Partners predict that the push to integrate will witness further participation from upstream players. Companies that started in the polysilicon business want to join in on the action and can afford to, even in the current capital market.

After a shortage of polysilicon left almost all manufacturers scrambling to add new lines of production, those companies are likely to face a capacity glut in 2010–2011. The estimated world capacity of global polysilicon for 2008 is 50,000 tonnes. However, summing up all the announced capacity additions underway, Riverdale estimates this number will swell to 150,000 tonnes by the end of 2010. That’s a tripling of capacity over the next two years, whereas current projections see the solar photovoltaic market itself taking eight years to triple. Granted, those projections could be conservative if solar was to reach grid parity in large markets during the period, but barring a huge spike in utility prices, this is not expected to happen before 2015.

Meanwhile, having taken advantage of the silicon crunch to increase their average gross margin to about 50% in 2008, from 20% back in 2001, polysilicon producers are sitting on hefty piles of both cash and assets. Risking being cut away from demand and facing the possibility of a serious price drop, most are now frantically signing long-term supply contracts, often extending the privileged relationships they built with clients during the silicon shortage years. A glance at the ‘companies’ section of one online industry source showed that 20 out of 37 recent news articles were related to the signing of long-term supply agreements – of five years on average – between polysilicon wafer manufacturers and module makers.

But polysilicon players won’t fully secure their destiny until they have taken control of their demand chain. And in order to do that, they need to build solar module manufacturing and retailing capabilities or, even better, acquire them. This is a strategy they are all actively contemplating, if not vigorously pursuing.

Norway’s REC kicked off the trend in late 2007 by initiating the construction of its own facilities in Singapore to transform silicon all the way through to solar modules. Its next strategic direction is likely to revolve around swallowing up solar integrators and installers. ‘I am convinced that in this business it will be the same as in other industries – there will be consolidation’, REC chief executive Erik Thorsen reportedly said recently. Other polysilicon players, such as Hemlock Semiconductor Corp, Wacker Chemie, Tokuyama, Mitsubishi, Sumitomo, Timminco, Arise Technologies Corporation, and LDK Solar, are expected to follow suit.

Meanwhile, other types of players, such as large electric conglomerates have also recognized the strategic and future value of ‘last mile’ solar players, and are moving to acquire key small- and mid-sized companies in that space. In August 2008, GE – which is aiming to grow its solar sales to one billion dollars by the end of the decade – took a 32% stake in Spain’s largest solar power project developer, Fotowatio, which owns, operates and is developing around 1 GW of solar projects in Spain, Italy and the US. The move came right after taking a majority participation in PrimeStar Solar, a thin-film PV technology and manufacturing company, and signing a partnership agreement with GAF, North America’s largest manufacturer of residential and commercial roofing, back in June. Three clear signs that GE is interested in playing a role along the entire solar value chain, and putting its money where its mouth is.

Utilities are also expected to get into the space sooner or later [see Elisa Wood’s feature, on page 29 of this issue – ed]. Many are already actively involved in project commissioning and financing. Southern California Edison, Duke Energy, and San Diego Gas and Electric are all entering distributed solar, and many other utilities have similar plans. The risk for them is to see parallel ‘solar utilities’ emerge and grow rapidly into major rivals once grid parity is reached. Conditional on their statutory requirements, some of the regular utilities could soon move into the project development and installation business by acquiring some of the players in that space.

Downstream players should leverage trends

All solar module manufacturers, integrators and installers have become prime merger and acquisition targets and their business strategies should reflect this.

Even balance-of-system components manufacturers are targeted, as Suntech confirmed recently, saying: ‘The company is also increasing its efforts to seek out those balance-of-system components … for a truly integrated offering.’ Indeed, one of the key players in that space, inverter manufacturer Xantrex Technology, was acquired in June 2008 by Schneider Electric, a GE competitor.

Short term, many of those potential acquisition targets risk experiencing a capital crunch, alongside mixed market prospects. For example, in 2009 sales are expected to be impacted by Spain’s move to slash its subsidies. It is unclear whether other countries such as Germany and the US (which has just renewed its federal solar incentives), together with France and Italy (which both have programmes that are starting to generate some serious activity), will make up for the loss. All downstream solar players might therefore take advantage of the trend to ensure improved access to capital, capabilities and supplies, and increase their overall stability in a volatile market by securing the protection of a major money maker.

Longer term, those downstream solar players are supported by solid fundamentals. It is widely anticipated that grid parity will be achieved in the next five to eight years, as installed system prices drop and utility prices continue to increase by an average of 5% a year. Environmental regulations and incentives seem likely to increase as governments move to curb global warming – emissions trading markets should grow rapidly as a result, and carbon taxes may take off the ground. Due to both this and peak oil, it appears unlikely that fossil fuel and conventional electricity prices will ease up in any long-lasting manner. And finally, the green marketing wave, fuelled by increased customer awareness, should continue to amplify those trends and drive growth in solar installations.

Siding with one of the major solar conglomerates in the making can enable players to compete successfully in a ‘mainstream’ solar market. But, companies that pursue independent strategies without the necessary size may find themselves in increasingly niche markets, or fighting for survival in the research and development business along with a myriad of startups seeking money from dried-up venture capital wells.

Acquisition targets should manage valuation

Riverdale believes that companies that have the flexibility to be acquired should leverage the sunny outlook to drive up their valuation. They should pursue a global rollout strategy while focusing their marketing and product development efforts on one of the top three solar markets – power plants for utilities, commercial and institutional buildings, or residential installations. They should also proactively seek and assess the right potential acquirers and ‘sync up’ their market strategy with those of their prospective allies.

For those that intend to remain in full control of their destiny, and have the means to back their intentions, an aggressive acquisition strategy to build the business to the necessary size while maintaining a finely targeted positioning should be formulated.

Whatever future they envisage for themselves, companies should gear their marketing strategies to compete in a world in which only a few vertically integrated giants will remain, next to a multitude of ventures on a quest to develop the ‘next’ technology. Companies that are ‘stuck in the middle’ will most likely find it difficult to survive. It is unclear yet whether distribution will be fully integrated in those vertical giants, or controlled by utilities, but what is near certain is that it will be consolidated.

As players in an industry that is both booming and consolidating, companies in the solar space face the key strategic issue of targeting the right markets. To that end, solar businesses must filter out the market noise, prioritize the perceived opportunities using a balance of strategic and practical criteria, and achieve clarity on the ‘size-of-the-prize’. For each market opportunity, they should be able to answer these questions:

* what are the trends that drive it, and how powerful and sustainable are those trends?
* how is maximum relevance achieved with this opportunity?
* how do we best differentiate our value proposition against the competition?

Getting this right will make a significant difference in the valuation and augment chances of ultimately achieving market leadership.

Boosting acquisition potential

Companies that do seek to be acquired, or that would constitute a nice acquisition target, should proactively assess, select, and perhaps approach potential acquirers to offer a partnership, test compatibility, and make sure the future of their organization is not left to chance. Running a valuation exercise and obtaining full visibility into the areas they should focus on will help boost valuation levels. In uncertain times, potential acquirers will be focusing on the quality of customer-facing activities. Winners have a stable portfolio of business relationships; a large, qualified pipeline of prospects; and a streamlined sales process that squeezes out all of the potential value from both portfolio and pipeline.

As for firms that seek to dominate a particular market segment independently, they should select one that guarantees long-term profitable growth and aggressively plan their roadmap to market leadership, including an acquisition plan that draws the shortest path to critical mass in that market. They should build positions in markets that are likely to rebound once the crisis is over, like the residential market, where local integrators and installers may be acquired at a lower cost than six months ago, especially in the US.

Targeting the right markets

As the residential market weakens due to the degradation of the construction market – while power plant and commercial roof projects are likely to suffer from the credit crunch – a key survival skill becomes the ability to interpret current trends and target the right market, to creatively identify resilient niches, and to deploy differentiated strategies and value propositions driving returns.

Although solar power plant projects require capital injections that became rarer and costlier with the crisis, they compete for capital with fossil-fuel projects that immobilize capital longer – until the plant produces electricity – and are then subject to the fluctuating price of gas and coal. Increased renewable energy sourcing by utilities is also mandated by regulations in a number of states and countries. Combined, those factors should make the power plant market much more resilient than the commercial or residential markets.

Sharpening a lead generation and conversion formula and executing it skillfully are key levers of a company’s growth engine. Converting leads efficiently takes relentless focus and a streamlined sales process. In the current context, solar companies should consider customer relationship management solutions to help maximize conversion ratios for their valuable leads.

Competing globally

Many businesses in solar still focus most of their efforts on a single geographical area. As solar deployment processes get increasingly standardized, those businesses are at risk of rapidly losing their competitive edge – outflanked by competitors that establish profit sanctuaries in other markets as well as a footprint across markets, offering them superior economies of scale. US-centric and European businesses, in particular, are seeing much of that these days, with players from Asia assailing their commercial territories.

The key to long-term viability is to home in on a replicable competitive advantage and to deploy it globally. To establish and defend profit sources while taking the battle to the competition, by developing a fine understanding of key countries and markets and methodically rolling out a worldwide expansion strategy. Solar firms must build early partnerships in growing markets, such as France, Italy, China and Canada, or aim to leapfrog the competition through smarter deployment in an established market (such as Germany, Spain, and the US) that is not currently served. Companies seeking to be acquired should aim at complementing the market positions of their potential acquirers.

Seeking new growth through differentiation

Sourcing commercial leads in ‘blue ocean’ markets requires creativity and openness, which determine the organizational ability to deploy game-changing strategies.

Differentiation should be explored aggressively to identify or build profitable niches. Could the traditional balance-of-system supply business be converted into the provision of power output maximization services, including both tracking systems and inverters? Could solar modules, as a recent project in California has done, be placed on ponds and lakes? Could the company deploy localized PR campaigns and achieve better returns by targeting specific neighbourhoods one after another (perhaps even using satellite photography to identify large commercial roofs and pre-fill proposals)? Research and brainstorming can go a long way in that area and yield considerable benefits.

No dominant brand has really emerged just yet, but brands can be key differentiation drivers. Traditionally anchored deeply in the research and engineering world, organizations in solar have yet to realize the multiplying commercial effect that thought leadership and PR efforts can have when anchored in a well-defined corporate and brand identity.

In the residential and commercial sectors especially, companies need to know what their brand, in their prospects’ minds, is synonymous with. Is it reliability? Value? Innovation? Green? Through research in Germany, Riverdale found that ‘green’ or ‘clean’ are nice attributes to have, but are never the main buying motivation for 95% of the market. Marketers need to be very careful with positioning – many have placed too much emphasis on the green attributes of their products at the expense of ‘real’ customer value, and as a consequence have difficulties reaching mainstream audiences.

Focusing products on customer needs

A wide range of commercial decisions and trade-offs are made early in any product development process, and changing them along the way can be costly, both in terms of resources and time-to-market. As such, using the right process to inform those trade-offs is a ‘mission-critical’ requirement.

Relying solely on engineering inputs to make these decisions is likely to deliver a product that requires major adaptation to meet the market needs. Customer needs must be taken into account from the very minute teams start working on the product concept generation. Be it efficiency, cost, ease of installation, reliability, durability, modularity, aesthetics, marketing features – product attributes can’t simply be maximized. They must be optimized, based on known and latent market needs, on the company’s existing and acquirable capabilities, and on the competition’s current and anticipated potential top features.

Solar companies can leverage a range of customer discovery efforts, from targeted interviews and surveys through to ethnographic studies and quantitative market analysis. Product development frameworks such as Pragmatic Marketing can be implemented to ensure a market-centric innovation process that amplifies all key competitive advantages.

These are interesting times for solar companies. The economic crisis offers unusual opportunities to those ready to adopt a new perspective, targeted towards tracking and stimulating demand. It’s time for the array of solar ventures to work together and build stronger corporations, better able to convert that demand into a mainstream business. It’s time for solar to move from sparkles to beams.

Greg Boutin leads the cleantech practice at Riverdale Partners, a boutique management consulting firm that recently worked on the go-to-market strategies of a German solar integrator. For more information see: www.riverdalepartners.com
e-mail: [e-mail]

[Geebeeh]

"Conference on the Establishment of the International Renewable Energy Agency (IRENA)" am 26.01.2009:

http://www.irena.org/irena.htm

[SLGramann]

Meinolf, ich hätte das gern in Deinen neuen Griechen-Thread eingestellt, aber ich find ihn nicht mehr...

Es ist die deutsche Übersetzung der Meldung, deren Inhalt ich nicht so wirklich glauben kann. Das wäre ein neues Spanien. Warum sollen die Griechen sich das vorsätzlich antun?

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Das griechische Parlament hat am 15.01.2009 ein neues Gesetz zur Solarstrom-Förderung beschlossen, berichtet der Photovoltaik-Verband Hellenic Association of Photovoltaic Companies (HELAPCO). Laut HELAPCO bleiben die Einspeisetarife für Solarstrom in den kommenden beiden Jahren unverändert, eine Senkung der Vergütung (Degression) sei ab August 2010 vorgesehen. Es sei jedoch möglich, eine Übereinkunft über den Netzanschluss zu schließen und auf diese Weise die höhere Solarstrom-Vergütung zu sichern und weitere 18 Monate bis zur Fertigstellung der Photovoltaik-Anlage zu gewinnen. "Das heißt, dass die Einspeisetarife praktisch bis Anfang 2012 unverändert bleiben", betont HELAPCO. Solarstrom der auf griechischen Inseln produziert wird, wird mit 0,50 Euro pro Kilowattstunde vergütet (Anlagen < 100 kWp) beziehungsweise mit 0,45 Euro/kW (Anlagen > 100 kWp). Für Strom aus Photovoltaikanlagen auf dem Festland werden 0,45 Euro/kW bezahlt (Anlagen < 100 kWp) bzw. 0,40 Euro/kW (Anlagen >100 kWP).


Förderung für mehr als drei Gigawatt beantragt

Die bereits vorliegenden Förderanträge sollen bis Ende 2009 bewilligt werden. Laut HELAPCO beläuft sich deren Volumen auf eine Nennleistung von mehr als drei Gigawatt (GWp). Die Regelung für neue Projekte sei noch immer unbekannt. Gegenwärtig werden laut HELAPCO keine Anträge angenommen. Projektierer neuer Anlagen hätten jedoch die Möglichkeit, ein Unternehmen zu kaufen, das einen positiven Förderbescheid erhalten hat.


Zuschuss in Höhe von 40 Prozent für Investitionen von mehr als 100.000 Euro bleibt erhalten

Zusätzlich zu den Einspeisetarifen für den Solarstrom wird auch künftig ein Zuschuss in Höhe von 40 Prozent der Baukosten gewährt. Voraussetzung hierfür ist, dass mindestens 100.000 Euro investiert werden. Ein zusätzliches Programm für Photovoltaik-Dachanlagen soll im Laufe des Jahres eingeführt werden und zielt auf einen Zubau von Anlagen mit 750 Megawatt (MWp). Der zeitliche Rahmen sei jedoch noch nicht bekannt. Die Einspeisevergütung für Strom aus Photovoltaik-Dachanlagen soll 20 Jahre lang bezahlt werden; Zuschüsse sind nicht vorgesehen. Mit dem neuen Gesetz wurde auch ein Ausschreibungsverfahren für Photovoltaik-Kraftwerke mit einer Leistung vom mehr als 10 Megawatt (MWp) eingeführt, dessen Details im Laufe des Jahres erwartet werden.

21.01.2009 Quelle: HELAPCO Solarserver.de © Heindl Server GmbH

[meinolf67]

Feeding In Renewable Energy Breakthroughs
Renewable energy really needs is a shift to permanent, effective policies to pursue and develop its potential, write REPP's George Sterzinger and Nanosolar's Martin Roscheisen.
by: George Sterzinger, Executive Director, Renewable Energy Policy Project, and Martin Roscheisen, CEO, Nanosolar
Bullet Arrow January 21, 2009
Martin Roscheisen, CEO, Nanosolar
Nanosolar
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At a time when many people in Washington are running around with their hair on fire looking for schemes to dramatically increase renewable energy use by mid-February at the latest, let's consider that what renewable energy really needs is a shift to permanent, effective policies to pursue and develop its potential.

The recent inclusion of the Federal Investment Tax Credit for solar energy through 2016 is a good example of this type of policy. But, it is just the start.

In our view, renewable energy's greatest potential and competitive advantage is its ability to evolve rapidly and offer technologies that produce electricity at lower and lower prices with no carbon emissions, subsequently decreasing our dependence on foreign fossil fuels.

Here is one effective, low-cost approach to encourage innovation: Create a set of national Standard Offers or Feed-in Rates for new, significantly better renewable technologies. This policy would offer predictable compensation to any renewable energy generator in the form of long-term power purchase contracts, thus creating a streamlined administrative national framework that makes developing renewable energy projects and manufacturing new technologies highly investable for entrepreneurs and private capital alike.

The great virtue of offering a national price for renewable energy is that it would be immediately transparent and open to any technology company/developer. Currently, developing utility-scale renewable energy projects requires dealing with hundreds of private and public utilities all operating under strikingly different state regulatory requirements, and it often requires substantial upfront investments just to respond to requests for proposal.

The feed-in rate we are proposing would be set below what current renewable technologies deliver in order to focus support on breakthroughs that will drive the price of renewable electricity down in order to replace more and more traditional, fossil fuel based electricity generation. The national feed-in price could be adjusted periodically by the policy's governing board in order to move renewable electricity through the price points that would deliver greater market share to renewable generation while avoiding excess or windfall profits at the expense of the taxpayer. For example, the set of feed-in rate price points could be set by (1) on-peak natural gas fired generation to (2) combined cycle natural gas –fired generation to (3) base load coal generation with an adjustment to reflect the cost of CO2 emissions.

Setting an initial feed-in rate at $0.15 per killowatt hour for 20 years for solar projects, for example, would draw out multiple breakthrough technologies and greatly advance their market penetration.

How close are we to delivering renewable technologies at the threshold of commercialization that can get to the first price point's on-peak natural gas fired generation? Wind and geothermal technologies are there today in certain locations in the U.S. Solar photovoltaic and thermal technologies are getting closer. An on-peak natural gas fired plant will generate a kilowat hour of electricity at a cost of between $0.09 and $0.11 per kilowat hour depending largely on the price of the natural gas used as fuel. The cost of capturing and storing the CO2 emissions from that generation has been estimated at about $0.028 per kilowatt hour (citation: S&P Viewpoint, Which Power Generation Technologies Will Take the Lead in Response to Carbon Controls, May 11, 2007).

The Federal Government's commitment would be to purchase a substantial amount of renewable power, or hundreds of megawatts or gigawatts. To support utility-scale projects, the feed-in system could also come with an offer to provide access to federal land for projects with transmission access. For example, a Department of Energy report demonstrated the feasibility of using the Nuclear Test Site in Nevada, 1,200 square miles, to host utility-scale solar energy projects. (see report at REPP.org). A small portion of that land could be offered at a low or zero cost lease to support huge solar projects. Other federal lands could be identified and made available over time.

A national feed-in rate would be straight-forward to implement, following the guidelines of past BPA hydro and wind generation projects for example. A Renewable Power Marketing Authority (similar to WAPA and BPA) would buy the power (i.e., pay the feed-in rate) and offer the electricity to investor-owned, municipal, and electric cooperative utilities at a price that would attract buyers. Any revenue shortfall would be covered by federal appropriations, but the cost of the program should be low. For a 100-megawatt PV project at the start that lost $.03 for every kilowat hour generated, the annual cost would be roughly $6 million depending on the annual kilowat hour generated.

We believe this simple, easily implemented step could accelerate major technology advances out of labs and turn development companies into mainstream companies while assuring that renewable energy would become a major source of utility-scale power projects in the U.S.

Once scaled up, these breakthrough technologies would assure that renewable energy would become a major source of utility power projects. And, these new and increasingly cost effective technologies would go a long way to assuring that renewable energy contributes to not only stabilizing climate change and increasing our energy security, but to also seriously lowering the cost of meeting these goals.

George Sterzinger is the Executive Director of the Renewable Energy Policy Project (REPP) in Washington, DC. He has more than twenty years experience in energy policy and regulation. See REPP.org.

This opinion piece is from two independent writers and is not connected with Greentech Media News. The views expressed here are those of the authors and are not endorsed by Greentech Media.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.421.748 von SLGramann am 21.01.09 19:33:19

Thread: PV-Märkte: GRIECHENLAND

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.421.748 von SLGramann am 21.01.09 19:33:19

Übersetzung deckt sich mit der Helapco-Präsentation.

Ich meine, daß im Prinzip bisher schon dieselben Regeln galten.

Die Probleme lage meinem Verständnis nach darin, daß

-Anträge einfach nicht bearbeitet wurden
-die 40%-Zulage unklar war und Leute, solange warten wollten, um sie mitnehmen zu können.

Eine Änderung könnte jetzt darin bestehen, daß "will be served until the end of 2009" eine feste Zusage darstellt.


Ich kenne so ein Motiv aus meinem früheren LEben bei Arzneimitteln, wo Zulassungsanträge zu einem festen Termin abgeschlossen sein sollten. 10 Jahre waren da gar nichts. Aber ganz am Ende gings schnell.

=> Augen offenhalten

[Memphis77]

Auszug aus der letzten Trina Solar Meldung vom 23.01.2009

Fourth Quarter 2008 Operational Highlights:
-- Achieved estimated solar module shipment target of between 55 MW and
60 MW
-- Reduced solar module non-silicon manufacturing costs by approximately
$0.13 per watt

Vom Wafer bis zum Modul für 0,13 $/W. Ist das möglich oder sínd damit die Modulproduktionskosten ab der Solarzelle gemeint?

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2009-01/12919204…

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.441.781 von Memphis77 am 24.01.09 13:11:36

Das wäre ja welterschütternd... Gemeint ist eine Kostensenkung um 13 Cent auf jetzt, von mir grob geschätzte, 0,95 Cent / W. Immer noch beeindruckend.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.442.010 von SLGramann am 24.01.09 14:14:45

95 Cent oder 0,95 Dollar natürlich...

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.442.010 von SLGramann am 24.01.09 14:14:45

Extrem beeindruckend. Der Preiswettbewerk kommt. Wer gewinnt ihn?

Zitat Photon 01/2009, S.114

"Schon im vergangenen November begannen die Einkaufspreise für kristalline Solarmodule bekannter Marken, sich unterhalb der 3-Euro-Marke einzupendeln, mittlerweile bekommt man solche Ware problemlos für 2,60 Euro je Watt Leistung. Chinesische Hersteller führen den Zug in den Preiskeller an, allerdings solche mit durchaus guter Reputation wie etwa Trina Solar, Yingli Solar oder Suntech Power. Namen wie Sharp Solar, Schott Solar oder Kyocera finden sich auch schon in dieser Region"

Was machen unsere Deutschen?
Solarworld?
Q-Cells?

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.442.250 von peekey am 24.01.09 15:46:30

Unsere Deutschen können und werden sehr viel tun (Produktionsverlagerung nach Asien, Spitzentechnik, Markenbildung, Verlässlichkeit usw., usf.).

Dennoch werden sie - fürchte ich - die Qimondas von Übermorgen sein. Wenn ich raten soll, wer in 5 Jahren den PV-Markt bestimmt, würde ich sagen: Samsung (heute noch gar nicht aktiv), Sharp, vielleicht Suntech und First Solar. Der Rest ist dann in einer Nische, krautet irgendwie rum, wurde übernommen oder ist pleite. Nur meine Meinung.

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.442.304 von SLGramann am 24.01.09 16:05:49

ich versuche schon lange eine Antwort zu finden warum die Chinesen so gut bei den Nicht-Siliziumkosten sind.
Sind es nur die Arbeitskosten? Sie liegen laut einer LDK-Präsentation durchschnittlich bei 200 USD im Monat. Wir können da nicht mithalten, das ist klar.

Doch was mir auffällt ist die Konzentration auf vertikale Integration fast aller chinesischen Hersteller.

Und das sind strategische Unternehmensentscheidungen. Warum haben wir mit Solarworld eigentlich nur einen einzigen vollintegrierten Solarkonzern?????
Das verstehe ich nicht....

Vertikale Integration ist der einzige richtige Weg.

[peekey]

aus einem Trina Solar Board (Yahoo)

STP was never candid about MW shipment each quarter. Among all reports, only Collins somehow figured out MW. Info are as below:

Q108 - $434.5 mils/106MW/$4.07ASP
Q208 - $480.2 mils/109MW/4.1ASP
Q308 - $594.4 mils/134MW/3.9ASP

(note: MW and ASP mutiples together won't match revenue since quarterly revenue does contain "other" revenue in addtional to standard module revenue. It is not difficult to figure out the excessive revenue $71.8 mils in Q308 is about exactly same as "other revenue" in ER)

Now, today STP gave out the following info -

1) Q4 revenue is about $412.5 mils.
2) Entire 2008 revenue is about $1.92 bils, total 494.5 MW shipped.

Now, plug all info in spreadsheet, you get the following astonished ASP.

1) If STP didn't ship any "other" revenue in Q4, then ASP will be as low as $2.84.
2) If STP did ship some "other" revenue, then ASP will be even lower than $2.84.

Conclusion: STP is dumping at very low price in order to push excessive high-priced inventory out of the door. I guess everyone else feeling the pressure from STP's dumping. Did you notice that in TSL's PR, they didn't tell us the revenue figure? why? way low an ASP number there

Das sind Preisdimensionen, da kann einem schwindelig werden. Module zu 2,80 Wp!

[xyinvestor]

Vor allem ist gerade bei Suntech ein nicht unerheblicher Anteil von den Revenues nicht vom Modul-Verkauf. Ihre Building-integraded-Photovoltaik-Produktpalette ist die größte aller Solar-Firmen. Man denke nur an die 3 MW BIPV für die Expo, oder für das Vogelnest (=Olympiastadion).

Deswegen wird nach oben gegebener Argumentation der ASP von Suntech um einiges niedriger liegen, womöglich sogar bis an die 2,5 - 2,6.

[king_of_fools]

Hallo an alle hier im Thread,

ich bin schon seit längerer Zeit hier stiller Mitleser. Ich will mich erst einmal bedanken für die vielen hilfreichen Beiträge, die hier gepostet wurden.

Nun meine Fragen:

1. Mit welchen durchschnittlichen Preisen für Zellen und Module rechnet ihr für 2009 in Deutschland?
1,7€/Wp bzw. 2,3€/Wp würde ich als untere Grenze ansehen, da mit diesen Preisen der Endkunde eine ordentliche Rendite erwirtschaften könnte.

2. Mit den oben genannten Modulpreisen sollte doch schon 2009 die Parität für Haushaltsstrom in Süditalien erreicht sein.

Mit ist durchaus klar, dass es bei den bisher genannten Kosten nicht um Installationskosten handelt. Diese dürften dann aber nicht höher als 3,0 -3,2€/Wp liegen.


Grüße kof

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.454.605 von king_of_fools am 27.01.09 09:15:12

Wenn in Dtld kristalline Module zu sagen wir 2,40-2,60 EUR/Watt verfügbar werden, dann schätze ich, dass die Zellpreise bei deutlich unter 2 EURO/Watt liegen werden. Q-Cells hat 2008 nach meinen Berechnungen etwa 2,16 EUR/Watt erlöst.

[king_of_fools]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.455.561 von peekey am 27.01.09 11:14:23

Wenn in Dtld kristalline Module zu sagen wir 2,40-2,60 EUR/Watt verfügbar werden, dann schätze ich, dass die Zellpreise bei deutlich unter 2 EURO/Watt liegen werden. Q-Cells hat 2008 nach meinen Berechnungen etwa 2,16 EUR/Watt erlöst.


Danke. Was bedeutet "deutlich unter 2€/Wp"?
1,80€/Wp 1,70€/Wp?

Dies wären dann ca. 0,7 -0,8 €/Wp für Kosten und Gewinn der Modulhersteller. Bei Kosten von ca. 0,4€/Wp blieben dann ja 0,3 -0,4€/Wp als Gewinn bei den Herstellern hängen.

[meinolf67]

Das hier läßt einige der jüngsten Meldungen verständlicher erscheinen:

---350 MW in 2008--- !!!

Photovoltaics in Korea
(Key Facts gathered by KEMCO, January 2009)

In 2007, Korea completed significant value-chains of PV industry by succeeding in
manufacturing polysilicons and ensuring global competitiveness of Korea’s PV industry
has been strengthened as many companies have been participating in each
photovoltaic sector.
In the case of polisilicons, one company is planning to increase its annual production
capacity from 5,000 ton this year to 15,000 ton in 2009.
One of those companies will increase Ingot’s annual production capacity from 1,400
ton this year to 5,000 ton 2012 and another one is also planning to scale up annual PV
production capacity from current 20MW to 500 MW by 2012.
These various companies’ active market participation is boosting domestic PV industry.
in the case of Building Integrated Photovoltaic System, some renewable enterprises
have been actively participating in developing BIPV technology so that its technology
has been improved gradually.
it is expected that, through the increase of the production capacity of PV-related
products, domestic PV industries such as polisilicon, PV cell, module can assure their
global competitiveness from 2010.
Deployment of PV systems had been increased significantly as 81 MW had been
added more from 2004 to 2007.
In 2008 alone, the cumulative deployment of PVs was more than 350MW since large-
scale power generation plants had been constructed to make a profit on Feed-in Tariff
system which has come into effect since 2004.

[meinolf67]

http://www.solid-state.com/display_article/351285/5/none/non…

The global economy fell down and went boom -- will solar follow?
Date: Januar, 2009

by Paula Mints, Navigant Consulting

The gloom in the current global economy needs no rehashing (though, I will belabor a few points), and it's clear that the downturn will have an affect on the market for solar electric systems. Unfortunately, the global economic downturn is not the only situation currently affecting demand. When Spain added a 500MWp cap to its extremely popular feed in tariff program, it essentially cut ~1GW from the market for solar. Germany, which recently changed its program significantly by adding triggers as a control mechanism, stranded an additional ~1MWp. Both countries are trying to control domestic markets that had exploded, becoming out-of-control and very expensive. Feed-in tariff programs, proven to be the most successful market stimulation tool, are also extremely expensive for the countries that must support them. Elected governments tend to take this seriously, particularly when programs balloon out of control and module/system prices go up instead of down.

With overall market shrinkage a fact, the PV industry has a problem separate from the global recession. Where do you put 1-2GW of product now?
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Middle

The PV industry has come to rely on Europe to consume >75% of its products -- again, primarily into Spain and Germany. Unfortunately, as with any industry, a reliance on one market or customer for a majority of sales leads to an unbalanced and unhealthy market situation. Figures 1-2 provide a picture of the solar market from a demand and supply perspective for 2007 and 2008. Regarding supply for both years, manufacturing typically follows the market and low-cost areas of manufacturing, and has migrated to Europe (market) and Asia (low-cost manufacturing).



Figure 1. 2007 regional supply and demand: 3073MWp.


Figure 2. 2008 regional supply and demand (estimated): ~5000MWp.

We're all in this together

Currently there is inventory being held by manufacturers and PV-selling channel participants (selling channel inventory is primarily in Europe), with the beginnings of cancelled orders, layoffs, smaller markets along with tighter credit, and slowing economies (globally) -- a slowdown in demand, and therefore sales, is inevitable given the macro and microeconomic realities. The good news is that solar has been through tough times before (most of its history has been one long tough time), and can return to its roots and make it through these current tough times. PV manufacturers uniformly lost money until 2004, and this is not necessarily the situation (even in a downturn) that they are returning to now.

The bad news is that many of the new entrants missed the 30-year climb to profitability and are not prepared for what is to come -- that is, lower selling prices and lower margins, held inventory, cancelled orders, and expensive overcapacity. Many new entrants expected unlimited demand; since they were able to sell capacity before it was commercially viable, these participants are in for a shock, or at least an unpleasant surprise.

Demand in 2009, and perhaps longer, is expected to slow significantly. Despite this, demand of 14%-20% is forecast -- and this is reasonable even considering all the varied and unpleasant circumstances. First, demand for off grid systems continues, and the off-grid market is already cost-effective without subsidies. Second, growth in Germany, though constrained, continues, along with growth in other European countries. Finally, the US, despite its economic woes, shows promise in the utility application with states such as Florida making solid commitments.

In most industries, growth of 14%-20% would cause rejoicing. In the photovoltaic industry, which grew >50% in 2007 and ~60% in 2008, it will likely be a letdown. The table below provides a conservative and accelerated forecast for PV industry growth through 2012.



PV industry forecast 2007-2012 (MWp). Columns and rows may not add due to rounding.


Economic downturns, though painful, can (and often do) lead to business and technology innovation. This in no way refers to the extraordinary pain felt by those suffering on an individual basis from foreclosures, job losses, rapid deterioration of retirement savings, and the difficult economic choices that come about in recessionary times. For the PV industry, the silicon shortage led to easing of the risk profile that had constrained thin-film growth, allowing for new entrants and a maturing of current thin-film technologies. The silicon shortage also encouraged crystalline manufacturers to accelerate manufacturing techniques for better use of silicon.

The current slowing in demand will lead to necessary price decreases (system and module), thus forcing lower manufacturing costs and the maturing of new business models. An accelerated downturn will lead to industry consolidation and tough decisions about technology investments. However, despite everything, the PV industry has achieved a degree of market momentum -- and this momentum is unlikely to dissipate, subject to constraints though it may be.

[meinolf67]

Förderpolitik Spanien
Spanische Regierung plant neues Dekret
26.01.2009: Quellen im Industrieministerium versicherten auf Nachfrage, dass in dieser Woche ein neues Dekret erscheint, dass von den Eigentümern der Freiflächenanlagen den Nachweis fordert, dass ihre Anlagen vor dem 30. September Strom ins Netz einspeisten. Dazu werden auch die Rechnungen der erfolgten Produktion gefordert. Anlagen, die diesen neuen Filter nicht passieren, werden von der Vergütung ausgeschlossen, verlieren das Recht auf weitere Förderung und müssen die erhaltenen Beträge zurückzahlen. In der Praxis bedeutet das nach Aussagen befragter Branchenvertreter entweder den Ruin für betrügerische Anlagenbetreiber oder den Abbau ihrer Anlagen. Denn der Marktpreis für Strom in Spanien schwankt zwischen 0,07 und 0,07 Euro, ein Betrag der Solarstrom unrentabel macht. ... Quelle: La Gaceta, Übersetzung und Zusammenfassung: PHOTON

[meinolf67]

Finanzierung soll wieder "verfügbarer" werden:
Renewable Power Investments Grow in Germany, Reversing Trends
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By Jeremy van Loon and Nicholas Comfort

Jan. 28 (Bloomberg) -- Investments in renewable-energy projects will increase this year in Germany, reversing otherwise tight credit conditions, as state-guaranteed prices for electricity encourage project financing.

Renewable-energy industry executives said wind-farm developers and solar-panel makers, unlike months earlier as Germany’s economy contracted, are finding investors and creditors to finance construction of alternative-energy power plants.

“We are having positive experiences with financing as investors see little risk in many of these projects,” Martin Billhardt, head of Plambeck Neue Energien AG, a developer of wind parks, said today in an interview.

Funding is becoming easier now than it was at the end of last year, Andreas Haenel, chief executive officer of Phoenix Solar AG, said in an interview yesterday. Germany derives about 15 percent of its electricity from renewable energy.

An electric price guarantee by the German parliament for 20 years for solar, wind and geothermal power will help the country supply almost half its electricity needs from renewable supplies by 2020, from a previous estimate of 40 percent, Germany’s renewable energy association said today. That means average annual growth of 9 percent for the next 11 years.

Increasing the proportion of renewable energy used in Europe’s largest economy by that amount would save 22.6 billion euros ($30 billion) annually in imports of natural gas and oil by 2020, the association said.

‘Eligible Asset Class’

“Renewable energy is one of the more eligible asset classes for raising capital because it’s solid investment,” said Jens Thomassen of HGCapital, which has about 2 billion euros including renewable energy projects under management. “The underlying returns show very little linkage with the economic cycle.”

Germany in June updated its so-called renewable energy law, providing investors with guaranteed prices for clean power for another two decades. The new law has built-in declining prices to encourage makers of turbines and solar panels to cut costs.

Recent reduced demand has caused a drop in the cost of the components Phoenix uses to build solar power plants, Phoenix’s Haenel said. Prices for the panels mounted on roof tops or in fields will fall by as much as 15 percent this year, he added.

Utilities in Germany pay solar and wind generators a fixed amount for each kilowatt-hour of power they feed into the local grid. While fixed payments for renewable energy generation will be less this year, they are still higher than tariffs for electricity generated from conventional sources.

Savings Banks

Meanwhile, savings banks in Germany have increased the size of power plants they are willing to fund, according to Haenel. These lenders will now provide money for 1-megawatt plants, which typically cost about 3 million euros, 75 percent of which is externally financed, he said.

“Money needs to find a safe haven,” said Haenel, whose career in the solar industry spans more than 20 years. “Investors are seeing these solar power plants as financial products.”

German banks provided most of the funding for European solar power plants in the past as they have more experience in the industry than rivals abroad, according to Haenel. He said he had “no indication” of when, or if, foreign lenders will resume funding.

Plambeck in December was able to get a loan of 60 million euros from Germany’s Commerzbank AG and now has 110 megawatts worth of wind farms already under construction.

Wind turbine makers will post “double-digit” sales growth this year, boosted by domestic and international markets, Thorsten Herdan, president of VDMA Power Systems, said in an interview.

“Overall there will be decent growth this year and, dare I say it, slower growth might even be a good thing and help companies focus on quality and manage this up-to-now crazy expansion,” he said.

To contact the reporters on this story: Jeremy van Loon in Berlin at [e-mail] Comfort in Frankfurt at [e-mail]

[meinolf67]

Es sieht so aus, als ob das Jäten losgeht:

googlet mal


"SolarTec AG meldet Insolvenz an"

und


"Gläubiger beantragt Insolvenzverfahren für City Solar AG"


...beim zweiten scheint es sogar schon einen Insolvenzverwalter zu geben.

Wird ein hartes Jahr.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.478.148 von meinolf67 am 29.01.09 23:41:54

"Allgemeine Zeitung", Bad Kreuznach:

http://www.az-badkreuznach.de/region/regional.php?oid=467801…

Gläubiger beantragt Insolvenzverfahren für City Solar AG

Übernahme-Verhandlungen mit Interessenten

29.01.2009

BAD SOBERNHEIM (dpa) Die Sonnenstromfirma City Solar AG – Hersteller von Photovoltaik-Kraftwerken und Träger des Deutschen Solarpreises 2007 – steckt in Schwierigkeiten: Ein Gläubiger habe Antrag auf Eröffnung des Insolvenzverfahrens über das Vermögen der Firma und eine ihrer Gesellschaften gestellt, sagte der vorläufige Insolvenzverwalter Hans-Gert Dhonau heute in Bad Sobernheim (Kreis Bad Kreuznach) und bestätigte damit Medienberichte.

Nach Dhonaus Angaben war die inzwischen in „Asset Management KL AG“ umbenannte AG „nicht in der Lage, fällige Verbindlichkeiten zu bedienen“. Er verhandle nun mit Interessenten wegen einer Übernahme, sagte der Anwalt. Derzeit sehe es nicht so aus, als ob das Unternehmen zerschlagen werden müsse. Nach Dhonaus Angaben zählt der Konzern, der viele Tochterunternehmen umfasst, etwa 100 Mitarbeiter, Dazu gehörten technisch versierte und hoch spezialisierte Kräfte wie Ingenieure und Techniker. Sitz des neuen Unternehmens ist Kaiserslautern, die City Solar AG hatte ihren Sitz in Bad Kreuznach.

Der Betrieb laufe vorerst weiter, sagte Dhonau. Die Probleme der Firma hingen mit einer falschen Finanzierung zusammen, die zu Geldmangel geführt haben. Nach seinen Angaben sind zwar Werte vorhanden, sie ließen sich jedoch nicht schnell zu Geld machen. Dabei handelt es sich etwa um Projekte, Planungen und Verträge.

Das 2003 gegründete Unternehmen ist auf Photovoltaik-Großkraftwerke spezialisiert. Es kauft oder pachtet Flächen für Kraftwerke, übernimmt die Planung und ist für den Bau zuständig, der mit örtlichen Firmen ausgeführt wird. Nach der Inbetriebnahme übernahm es die Verwaltung. 2007 wurde die Firma von der Europäischen Vereinigung für Erneuerbare Energien (Eurosolar e.V.) mit dem Deutschen Solarpreis ausgezeichnet. Wem die Firma derzeit gehört, konnte Dhonau zunächst nicht sagen.

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.456.007 von king_of_fools am 27.01.09 12:04:43

du musst sehr stark differenzieren.

Bsp Q-Cells: etwa 50-75% (genauer weiss ich es nicht) der Produktionskosten sind reine Waferkosten, die extern zugekauft werden. Wenn Q-Cells die Zellen in 2009 nur noch zu 1,80 EURO/Wp verkaufen kann (Minus 20%) stellt sich die Frage, ob sie das bei den Waferkosten abfedern können. Ich rechne mit diesen Zellpreisen...

Bsp Trina Solar (Quellen Analystenkonferenz Q3):

Produktionskosten Modul komplett: 2,18 USD/Watt (1,13 USD reine Siliziumkosten)
Preis (ASP): 2,80 USD/Watt -> 22% Bruttomarge (ASP-Stückkosten/ASP)


In Dtld werden 2009 Module chinesischer Hersteller mit guter Qualität zu 2,45-2,70 EUR/Watt zu finden sein. Das erhöht massiv den Druck auf deutsche Produkte.

[lieberlong]

European Delegation Touts Feed-in Tariffs in Florida

by Stephen Lacey, Staff Writer

Florida, United States [RenewableEnergyWorld.com]
With a slew of recent grassroots support and state-level legislative activity, Feed-in Tariffs (FITs) -- also called Renewable Energy Payments -- seem to be gaining more traction around the U.S. FIT advocates hope this week's European delegation to Florida will highlight the increasing momentum for support of the policy.

This week, a group of European solar professionals will be in Florida, sharing best practices about how to implement a FIT in the state and around the country. Companies such as Isofoton, Phoenix Solar, Q-Cells, SMA, SolarWorld and others will be represented.

As states and municipalities consider how to promote solar other than with limited rebate programs, FITs are looking like a more attractive option in certain markets, especially as job creation becomes a more important part of the picture, say U.S. supporters.

FITs are long-term payments to owners of qualified renewable energy systems for every kilowatt-hour (kWh) of electricity they produce. Instead of relying on tax payers for funding, the payments come from utilities, which spread the cost of the program to all ratepayers.

Over the course of the last year and a half, FITs have taken a more prominent role in the conversation around renewable energy incentives. There are now 14 states considering FITs as a way to rapidly expand deployment of renewables. Last week, RenewableEnergyWorld.com reported that both Indiana and Wisconsin introduced FIT legislation. Leading the pack, the city of Gainesville, Florida has decided to implement a FIT for solar photovoltaics (PV), which has excited supporters of the policy.

“The momentum is definitely picking up,” said Mike Antheil, Executive Director for the Florida Alliance for Renewable Energy. “We have been working very hard to get this on the table, and it's only getting stronger here in Florida.”

Antheil hopes that this week's series of meetings between Europeans and Americans will keep the conversation about the support mechanism strong.

Tuesday's meeting in Tallahassee will bring together a prominent line-up of state and federal government officials, U.S. and European business representatives and a range of advocacy organizations to talk broadly about the policy. Then there will be a meeting in Gainesville on Wednesday to discuss the details of that city's FIT, which is the first such policy to be introduced on the municipal level.

In October of last year, Gainesville Regional Utilities (GRU) announced support for a solar FIT that will pay PV-system owners US $0.32 for every kWh of electricity they feed into the grid. The estimated cost to ratepayers will be about $1.30 each month.

Florida's Public Service Commission approved a Renewable Portfolio Standard earlier last month that will require the state's utilities to generate 20 percent of electricity from renewables by 2020. Solar and wind will make up 25 percent of that overall goal. As the legislature considers the nuts and bolts of the $300 million program, FIT advocates are hoping to use this week's conferences as a way to highlight the benefits of the European-refined policy.

The European group — put together by the European Photovoltaic Industry Association (EPIA) — will be joining their American counterparts to talk about how to structure tariff rates, digression schedules and length of contracts. Helping Floridians understand these policy details is crucial to building a sustainable program, said Adel El Gammal, Secretary General of EPIA.

“It's wonderful to see such interest in Feed-in Tariffs in the U.S.,” said El Gammal. “However, there is a lot to the process of designing such a support scheme. Europeans have a lot of experience in refining the different elements, so we hope to share those and make sure that we can do it correctly in in the U.S.”

Indeed, with such a complicated and scattered energy landscape, implementing FITs in the U.S. is likely to be a more difficult task. That is why advocates have focused on the state and city level — areas often seen as simpler targets.

Florida is one of many states considering new options that will get the industry beyond limited rebate programs, which are considered a good way to jump-start a market but not a good way to sustain the market over the long-term. In many cases, funds run out just as the market starts to get going. Last week, the state of Maine announced that it had run through its 2009 budgeted $500,000 solar PV rebate program after just two weeks, adding to the list of states that have exhausted their programs over the last year.

In Florida, as the rule-making process for the RPS moves over to the legislature, there are a number of options on the table for how to spend the US $300 million proposed for wind and solar development.

Three types of support schemes for solar are being considered in Florida. The first is a pure-play solar renewable energy certificate (SREC) market. Under this program, solar-system owners pay back their investment by selling SRECs — which are not physical electricity, but the “environmental value” of one megawatt-hour of solar electricity produced — on an open market. Utilities have to acquire a certain number of SRECs to meet their procurement targets under the RPS. The actual electricity would be purchased through a net-metering program.

The next is a standard offer contract, a hybrid between a FIT and an SREC program. A standard offer contract sets up long-term, fixed price contracts with utilities for the SRECs, ensuring the system owner has a more predictable payback period.

And finally, there's the FIT, which focuses on putting a higher value on the actual electricity fed into the grid by simply paying system owners a premium for the electricity they produce.

As Florida examines this array of options, many businesses are eyeing the state to see what it will choose. The choice could play a role in how other states decide to structure their programs.

“I wouldn't say that everyone is watching us, but people are very curious to see what will happen here,” said FARE's Antheil. “Legislators are considering a number of policies, and it's somewhat open at the moment. This series of conferences will allow us to give a more serious look at [FITs] and determine if they are right for Florida and perhaps for other states.”

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/story?id=54633

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.486.033 von peekey am 30.01.09 22:09:44

In Dtld werden 2009 Module chinesischer Hersteller mit guter Qualität zu 2,45-2,70 EUR/Watt zu finden sein.


Es muß schon einer mit 2,20€/Wp unterwegs sein ...

Bei der Phoenix Solar AG, die Photovoltaikkraftwerke baut und Module vertreibt, heißt es, ein namhafter chinesischer Hersteller verkaufe seine Module nun für 2,20 Euro pro Watt Leistung statt 2,80 Euro im Jahr 2008.

http://www.berlinonline.de/berliner-zeitung/archiv/.bin/dump…

[peekey]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.498.779 von bossi1 am 02.02.09 23:35:19

es ist höchstwahrscheinlich einer aus der Driade Suntech, Yingli oder Trina.

[meinolf67]

Neue Studie zum Beschaffungsmanagement der PV-Installateure in Deutschland

(pressebox) Bonn, 04.02.2009, Langjährige und regionale Geschäftsbeziehungen zu Lieferanten prägen das Bild
Die Zusammenarbeit von deutschen Installateuren und ihren Lieferanten ist besonders durch einen mehrstufigen Vertriebsweg geprägt. So greifen mehr als zwei Drittel von ihnen bei der Beschaffung von Photovoltaik-Komponenten auf einen Großhändler oder Systemintegrator zurück. Dies ergab die neue Studie „PV Installateursmonitor© 2008/ 2009“ des Bonner Marktforschungsunternehmens EuPD Research.

Die Geschäftsbeziehungen von Installateuren zu ihren Lieferanten sind dabei langfristig angelegt. Im Durchschnitt hält eine Partnerschaft sechs Jahre. Jeder Zehnte Installateur gibt sogar an, mehr als zehn Jahre mit dem jeweiligen Verkäufer zusammenzuarbeiten. Dabei spielt die regionale Bande eine nicht unbedeutende Rolle. So wird der überwiegende Teil der Geschäfte im Bundesgebiet abgewickelt. Insgesamt 69 Prozent der relevanten Lieferanten stammen aus Deutschland. Ein Drittel sitzt zudem im Bundesland des Abnehmers. Eher nachrangig sind die Beziehungen zu ausländischen Modullieferanten, die teilweise von deutlich weniger als zehn Prozent der Befragten genutzt werden.

Erstmalige Segmentierung der deutschen PV-Installateuren
Durch eine Marktsegmentierung ist es möglich, dem Problem eines heterogenen Marktes durch eine Kategorisierung in homogene Teilsegmente zu begegnen. Somit können die verschiedenen Bereiche gezielter mit entsprechenden Vertriebsmaßnahmen bearbeitet werden. Gerade in der Photovoltaikbranche, die sich gerade im Umbruch vom Angebots- zum Nachfragemarkt befindet, werden Marketing- und Vertriebsmaßnahmen künftig eine zunehmende Rolle spielen. Wichtig für Hersteller und Großhändler von PV-Produkten wird es dabei sein, ein effizientes Marketing auf die einzelnen Installateursgruppen umsetzen zu können. In dem „PV Installateursmonitor© 2008/2009“ wurde eine solche Segmentierung erstmalig für die deutschen PV-Installateure durchgeführt.

Dazu wurden die Installateure nach ihrer künftigen Strategie bei einem Rückgang der Nachfrage befragt und später kategorisiert. Die Gruppenbildung fand somit nach deren Marktbearbeitungs- bzw. Positionierungsstrategie statt. Unter dieser Herangehensweise konnten insgesamt folgende fünf Segmente herausgestellt werden:

- Kostenführer-/ Massenmarktstrategie
- Kooperationsstrategie
- Desinvestitionsstrategie
- Nischenstrategie
- Indifferente Strategie

Auffallend bei der Segmentbildung ist der große Anteil an Systemintegratoren im Bereich der „Massenmarktstrategien“. PV-Installateure, die einem Nachfragerückgang mit einer „Massenmarkt-“ oder „Kooperationsstrategie“ begegnen wollen, setzen sich zudem vorwiegend aus spezialisierten Solarteuren zusammen. Solarteure dominieren darüber hinaus das Segment „Nischenstrategie“. Elektriker, SHKler oder Dachdecker haben hingegen vergleichsweise häufig keine gezielten Strategievorstellungen oder tendieren zu einer „Desinvestitionsstrategie“, die mittelfristig u.a. einen Rückzug aus dem PV-Geschäft berücksichtigt.

Installateure mit Massenmarktstrategie bevorzugen Modulhersteller
Installateure mit einer „Massenmarktstrategie“ sind die einzige Gruppe, die als Zulieferer den Modulhersteller, und so den direkten Vertriebsweg, bevorzugt. 60 Prozent von ihnen gaben an, mit diesen zusammenzuarbeiten. Dabei greifen sie auf die größte Zahl an Lieferanten zurück, die häufig ihren Sitz außerhalb von Deutschland, also in Asien, Europa oder den USA haben. Im Durchschnitt unterhalten sie Geschäftsbeziehungen zu acht Partnern. An dieser Stelle kann der Zusammenhang zwischen der installierten Menge und der Art des Vertriebswegs gezogen werden. Je größer die angebrachte photovoltaische Leistung, umso eher greifen Unternehmen auf den direkten Vertrieb zurück - so wurde die Verfügbarkeit der Liefermenge bei Modulherstellern positiver bewertet als bei Großhändlern. Den größten Gegenpol hierzu bilden Betriebe mit einer „indifferenten Strategie“, die zu 84 Prozent auf eine relativ geringe Zahl von durchschnittlich drei Großhändlern bzw. Systemintegratoren im Bundesgebiet oder dem jeweiligen Bundesland zurückgreifen.

Studie „PV Installateursmonitor© 2008/2009“

[lieberlong]

Renewables Deals*
2008 Annual Review

Mergers and acquisitions activity within
the global renewable power market

http://www.pwc.de/fileserver/EmbeddedItem/Renewables%20Deals…

[meinolf67]

Es sieht so aus, als ob die Ami's tatsächlich aus dem ITC einen rITC machen würden.

Damit bekämen Investoren eine Investitionszulage von 30%!!!

http://www.pv-tech.org/editors_blog/_a/report_sizing_the_us_…

[peekey]

wow, das würde bedeutende auswirkungen aushaben!!
macht obama jetzt ernst? der US markt könnte vielleicht 2009 schon an die 750-1 GWp kommen.

[lieberlong]

Die Grid-Parity-Fabrik (Centrotherm-Webcast)

http://www.ir.centrotherm-pv.de/8.img-cust/2009_02_04_WebCas…

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.517.854 von meinolf67 am 05.02.09 12:12:01

Ja, es sieht derzeit wirklich gut aus. Scheinbar gibt es aber noch Detailunterschiede zwischen Repräsentantenhaus und Senat. Wenn ich das richtig verstehe, ist das Modell des "Houses" noch großzügiger, aber schon die Idee des Senats ist klasse.

Frage ist nur, was am Ende wirklich im Gesetz steht. Ich weiß nicht, wer die Gesetzentwürfe eingebracht hat, insbesondere was den Senat angeht. Üblich ist ja oft ein "bi-partisan", aber vielleicht ist es auch alles rein demokratisch, was wir hier lesen? Jedenfalls wäre aber die reine demokratische Lehre im Senat nicht so einfach durchzusetzen imho.

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Companies will be able to take what is known as a "carry-back" under the Senate version of the bill. This is a tax credit against prior profits. This could be a large help to investors in projects such as banks and other investment firms that are not currently in the black.

In the House's bill, the "carry back" provision also exists and is further extended to give companies the option to receive a grant from the U.S. Department of Energy (DOE) instead of claiming the ITC and the PTC. This change would only effect projects placed in service in 2009 and 2010 that qualify for the ITC.

These House-proposed federal grants are akin to a refundable tax credit. The dollar amount given under the grant program would be equal to the ITC amount that the owner of the project could have otherwise claimed. In most cases this would be 30% of the qualified cost of the project. The Senate version of the bill left out this proposal.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/story?id=54686

[king_of_fools]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.520.501 von lieberlong am 05.02.09 16:51:15

Zu der Centrotherm-Präsentation:

http://www.ir.centrotherm-pv.de/8.img-cust/2009_02_04_WebCas…

Auf der Folie Seite 8:

1) Der Strompreis in Kalifornien beträgt hier zwischen 14 und 19 cent. Das sollte stimmen, aber nur für US-cent und nicht für Euro-cent.

2) Der Strompreis in Australien liegt meiner Meinung nach weit 20 (Euro)cent.


Haben die Leute sich nicht mal die Mühe gemacht die Währungen umzurechen?

Grüße kof

[king_of_fools]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.524.964 von king_of_fools am 06.02.09 09:24:25

Nachtrag: Auch für Hawaii scheinen die Preise nicht angepasst zu sein. Dort sollte aber trotzdem die Parität erreicht sein.

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.524.964 von king_of_fools am 06.02.09 09:24:25

Dazu gibt es einen großen Artikel in der PHOTON von Dezember.

Dort wird etwas mehr im Detail erklärt welche Anteile Persolnalkosten, Maschienen, Material, Enegie, etc. am Endprodukt hat. und warum dies in China billiger geht.

Tenor war allerdings: Nur bewehrte Prozesse und Maschienen zu verwenden, also kein absolut neues Zeug. Weiterhin wurden keine verzahnten Produktionslinien entwickelt, welche sicher noch Effizienzsteigerungen zuließen, ... eswurde immer nur das einfache für die Rechnungen verwendet.

Deshalb sollten für vollintegrierte Firmen in China durchaus auch Kosten von 0.75 $/W locker mögllich sein. Das heisst billier als FirstSolar und vor allem spart man bei Platzbedarf und Aufständerung, ...

Ich sehe Polysilizium als die langfristige Lösung. Mittelfristig gilt es, die Kosten auch wirklich so weit runter zu bekommen und NanoSolar weiter patzen zu sehen.

[king_of_fools]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.540.664 von UWR_Kerl am 09.02.09 13:31:34

China dürfte doch eigentlich nur zwei Vorteile haben:
- Personalkosten
- Energiekosten

Die Maschinen- und Materialkosten dürften keinen Unterschied machen.

@ UWR_Kerl:

Danke für die Antwort. Ich habe leider nicht die Photon vom Dezember, sonst hätte ich mich mal auf diesem Gebiet ein wenig weiter gebildet.

Dort wird etwas mehr im Detail erklärt welche Anteile Persolnalkosten, Maschienen, Material, Enegie, etc. am Endprodukt hat. und warum dies in China billiger geht.

Es wäre nett, falls Sie ein paar Rahmendaten hier Posten könnten.

Danke kof

[meinolf67]

Es gibt den ersten FiT in den USA:

(aus GunthersPortfolio)

Feed-in Tariffs: Solar FiT for Gainesville, Florida!

Posted: 09 Feb 2009 01:28 AM PST


A Solar Photovoltaic Incentive Policy We Can Believe In.
Which US state will enact the first Feed-in Tariff (FiT)?

Triangulate between Orlando, Jacksonville, and Tallahassee to find Gainesville, Florida USA. Photovoltaic advocates won’t need fancy geometry to locate Gainesville after “Commission gives its approval to feed-in tariff for solar power� by Megan Rolland for The Gainesville Sun.

Per the Gainesville Regional Utilities (GRU) Friday, February 6, 2009, announcement “Leading the Nation: GRU’s Solar Feed-in-Tariff�, the Gainesville City Commission:

gave unanimous approval last night to adopt a solar photovoltaic feed-in-tariff— the first of its kind in the nation.

Pending expected Florida Public Service commission approval, GRU customers can sign up for the feed-in-tariff as of March 1. Participants signing up during the first two years of the program will be guaranteed a fixed rate of $0.32 per kilowatt hour for 20 years. GRU estimates that investors will see a 5-percent return on investment for large-scale projects.

As the About GRU section of the website explains:

GRU is a multi-service utility owned by the City of Gainesville and is the 5th largest municipal electric utility in Florida.

GRU Assistant General Manager Ed Regan joined a Solar Electric Power Association (SEPA) organized fact finding mission in Germany last summer to learn about solar grid integration and accelerating solar adoption with Feed-in Tariffs. Please see the SEPA “Fact Finding Mission to Germany for Utility Decision Makers - Final Report�.

As stated in the City of Gainesville ORDINANCE NO. 080566, the FiT has an annual cap:

The general manager or his/her designee may cease to offer new contracts after a total of 4 MW of solar photovoltaic distributed generation has been connected to the utility system per year, or as safety and reliability of the utility system require, subject to City Commission policy review.

Gainesville’s Solar Feed-in Tariff Program Summary

* Gainesville Regional Utilities
Solar Feed In Tariff Schedule
Effective March 1, 2009
* City of Gainesville ORDINANCE NO. 080566
* Interconnection Agreement
* Energy Purchase Agreement
* FAQ’s
* GRU FIT Overview

The progressive action by the City of Gainesville was preceded by the Florida Alliance for Renewable Energy (FARE) conference “Effective Renewable Energy Policies� on February 3, 2009. Speakers and sponsors at the conference included a European Photovoltaic Industry Association (EPIA) delegation, National Renewable Energy Laboratory (NREL), American Council on Renewable Energy (ACORE), Solar Electric Power Association (SEPA), Florida Municipal Electric Association (FMEA), MMA Renewable Ventures, Dexia Finance, the World Future Council, the Alliance for Renewable Energy (ARE), Environmental Defense Fund (EDF), Mayor Hanrahan of Gainesville, Mayor Marks of Tallahassee and Florida Senator Lee Constantine. These are their respective Effective Renewable Energy Policies Presentations.

The Solar Energy Industries Association (SEIA) was absent from the presenters. Perhaps the SEIA was too busy playing “THE INFLUENCE GAME: Lobbyists work stimulus to end� by Alan Fram with The Associated Press to be troubled with a best practice solar photovoltaic incentive policy?

FiT for California?

Since I posted 1st Solar Symposium: Feed-in Tariff for California First, California has been examining the “existing renewable feed-in tariff of 1.5 MW.� Paul Gipe at Wind-Works.org has the scoop on an upcoming workshop, “California PUC to Hold Workshop on Feed-in Tariffs� or scroll down the California Public Utilities Commission Daily Calendar:

Public Workshop Notice - Renewable Feed-in Tariffs (Revised as of 1/26/09)
February 10, 2009
9:30 am - 4:30 pm

California Public Utilities Commission
505 Van Ness Avenue
Courtyard Room
San Francisco, California

Mr. Gipe also presented on behalf of the Wind-Works.org and the Alliance for Renewable Energy at the above FARE conference.

Is there any chance EPIA would consider setting up the North Atlantic Photovoltaic Industry Association and opening a branch office in Washington, DC? The SEIA is in denial regarding Feed-in Tariffs and still doesn’t even mention them on their website as I noted almost a year ago in Feed-in Tariffs: Solar FiT for the USA.

[lieberlong]

Has Solar Demand Finally Hit Bottom?

Has solar demand - and the slide in solar shares - finally hit bottom?

The solar analysts at Merrill Lynch think so. In a piece authored by analysts Lu Yeung, Vincent Chow, Matthew Yates and Steve Millunovich, Merrill Tuesday morning asserted that “improving second derivative trends” suggest the industry is headed for a cyclical bottom.

The Merrill analysts assert that, while there is not likely to be a recovery in demand until early 2010, Q4 2008 and Q1 2009 “will mark the shipment bottom,” with modest sequential increases in subsequent quarters. “Our research suggests that some Asian vendors may forecast flat-to-rising shipments, suggesting inventory is peaking and depletion is underway, thanks to swift production cut backs, signs of easing in solar project financing and solar ASP declines,” they write.

The Merrill analysts thinks ASP declines will decelerate for the Asian solar sector with modules already priced below $3/watt, versus $3.50/watt for U.S. and European vendors. They contend that the Asian solar sector can maintain margins at around 20% with poly prices at $150/kg or less with module prices at $2.70/watt, or with poly at $100/kg and module prices at $2.40 a watt.

Meanwhile, the Merrill analysts say that demand could shoot up as prices fall and approach grid parity. Their view is that the addessable market is 3x greater with module prices at $3/watt than at $4/watt.

http://seekingalpha.com/article/119669-has-solar-demand-fina…

[meinolf67]

The US Utility-scale Solar Picture
by Graham Jesmer, Staff Writer
New Hampshire, United States [RenewableEnergyWorld.com]

While the pace of installations of distributed solar systems for homes and businesses has steadily risen over the past few years, utilities have mostly stayed out of the picture. However that appears to be changing now as more and more utilities are looking at solar energy as major contributor to their current and future renewable energy portfolios.

"2008 was really a wake-up call that solar is scaling up and the utility's involvement in this process is crucial."

-- Julia Hamm, Executive Director, Solar Electric Power Association

The shift has occurred for a number of reasons, including rising fossil fuel prices, renewable portfolio standards (RPSs) coming into effect in many states and an American public that is becoming increasingly interested in renewable energy sources. There remains however, some concern over whether the interest will translate into putting megawatts (MW) of solar energy generating capacity on the ground and the roof.

"2008 was a foundational step for utility-scale project announcements," said Julia Hamm, executive director of the Solar Electric Power Association (SEPA), whose aim is to help the solar industry work with the utility sector.

"SEPA is aware of contracts totaling over 1500 MW of PV and 4000 MW of concentrating solar thermal. However, very few are digging dirt or hoisting onto roofs yet and there is a high level of uncertainty for some projects," said Hamm.

Hamm pointed to a number of key utility-scale solar projects that SEPA is watching.

California's Pacific Gas and Electric (PG&E)

In 2008 PG&E entered into an agreement with Topaz Solar Farms LLC, a subsidiary of OptiSolar Inc., to install 550 MW of thin-film PV solar power. The utility also signed a contract with High Plains Ranch II LLC, a subsidiary of SunPower Corporation, for 250 MW of solar PV. Thin-film panels for the Topaz Solar Farm will be designed and manufactured by OptiSolar.

In total, the projects are expected to deliver approximately 1.1 million megawatt-hours annually and could begin power delivery as early as 2011. PG&E expects it to be fully operational by 2013.

The utility has also signed a long-term agreement with El Dorado Energy LLC, a wholly-owned subsidiary of Sempra Generation, to purchase 10 megawatts of PV produced energy from Sempra's El Dorado Energy Solar facility in Nevada (RenewableEnergyWorld.com will be touring this facility in March and we'll have an in depth look at the project). The El Dorado facility is located on 80 acres adjacent to Sempra Generation's existing gas-fired power plant in Boulder City, Nevada. Power deliveries to PG&E have already begun. The project will generate up to 23.2 gigawatt-hours of renewable energy annually.

Cleantech America LLC and GreenVolts Inc. also signed deals with PG&E to develop utility-scale PV projects that could deliver up to 7 MW of utility-scale solar energy for PG&E's customers throughout northern and central California, with project completion dates of this year.

In addition to solar PV, PG&E has been active in pursuing solar thermal power, and has signed a deal with Solel to purchase renewable energy from the Mojave Solar Park, to be constructed in California's Mojave Desert. The project will deliver 553 MW of solar power. The utility is also involved in a 177-MW solar thermal project with Ausra Inc. The plant, to be located in San Luis Obispo County, California, is expected to begin generating power in 2010.

Finally, PG&E entered into two contracts with San Joaquin Solar LLC, a subsidiary of Martifer Renewables Electricity LLC, for a combined 106.8 MW of solar thermal-biofuel hybrid power. Located near Coalinga, CA, the solar-biofuel projects will deliver a total of 700 gigawatt hours (GWh) annually.

North Carolina's Duke Energy

Another project that is being closely watched, not only by SEPA but the entire solar industry is Duke Energy's distributed PV project. Originally announced in June 2008 as a US $100 million, 16-MW project and then in late 2008, Duke scaled back the project to $50 million and 8 MW. Now it appears that the project is in danger of being scrapped altogether because of a recent ruling by the North Carolina Utilities Commission (NCUC) that would not allow the utility to take advantage of the federal investment tax credits for solar energy.

Duke said that the NCUC decision, issued December 31, 2008, would have made it impossible for the company to proceed with the solar plan without facing very sizable financial risk and possibly violating federal tax rules associated with energy investment tax credits.

The company said that if it proceeded with the solar program under the commission's order as it is currently written, the company could lose more than $250 million in federal tax credits associated with not only its solar project but potentially with other Duke Energy power plant projects as well.

In the NCUC's order, Duke said that it would be allowed to recover costs up to an amount equal to the third place solar bid that was part of our 2007 RFP for renewable energy sources. The commission did leave open the possibility that Duke could seek recovery of additional prudent costs that exceeded this third place bid through a base rate case. However, the commission did not guarantee that it would grant full recovery of such costs.

Duke spokesman Dave Scanzoni, said he believes that the NCUC did not intentionally write the rule to make it difficult for for Duke to move ahead with its project and that the appeal, which will be heard in March, will be upheld and allow the company to move ahead with the project in North Carolina, opening the door for Duke to try similar projects in other markets, including Ohio and Indiana.

"We certainly see solar as a growing component of our portfolio. We see more solar initiatives going forward as well. Solar is going to be a major part of our future," Scanzoni said.

Other Projects: Arizona, Florida, California and New Jersey

SEPA and the rest of the industry are following the progress on a number of other projects that run the gamut of solar technology.

Arizona Public Service (APS) is working on a 280-MW solar thermal project with a storage component that industry insiders are closely watching. Abengoa Solar has signed a contract with APS, to build, own and operate the Solana plant, scheduled to go into operation by 2011. It will sell the electricity produced to APS over the next 30 years for a total revenue of around $4 billion, bringing over $1 billion in economic benefits to the state of Arizona.

NextEra Energy Resources, formerly FPL Energy, is planning a 75-MW hybrid solar plant, which broke ground in December. The Martin Next Generation Solar Energy Center will consist of approximately 180,000 mirrors over roughly 500 acres of land. The facility combines a solar-thermal field with a combined-cycle natural gas power plant. NexEra and SunPower are also set to install a 25-megawatt (MW) power plant in DeSoto County, Florida and a 10-MW project at the Kennedy Space Center. The DeSoto plant is expected to be completed in 2009.

Last year, the California Public Utilities Commission (CPUC) approved the FSE Blythe project that First Solar Inc. is developing for Southern California Edison. Initially a 7.5-MW solar photovoltaic (PV) facility, the project has the potential to expand to 21 MW.

Public Service Electric and Gas Company (PSE&G) this month asked New Jersey regulators to approve a US $773-million proposal to bring the benefits of 120 megawatts of solar power directly to communities and customers throughout its service territory. PSE&G will invest in, own and operate the grid-connected solar energy systems and will collaborate with experienced solar developers, installers and manufacturers to develop projects.

Will More Utilities Get on Board?

SEPA's Julia Hamm said that while these and other projects are a great start, utilities and solar companies can do more to work together in a more efficient and beneficial manner. She thinks utility staff could benefit from more knowledge of solar in general.

"First, education of utility staff needs to be top priority. We are seeing more interest from utility planning and procurement staff, not just solar incentive program managers. That's a good sign — their interest is indicative of the utility's recognition of the potential of solar moving forward," she said.

Hamm would like to see more utility programs aimed at gradually increasing their uptake of solar. "2008 was really a wake-up call that solar is scaling up and the utility's involvement in this process is crucial."

Ensuring market certainty is another way for utilities to build up their solar programs said Hamm. "The use of traditional RFPs and PPAs to procure solar is one mechanism, but there are others. [Programs should] provide both scale and increment — 50 MW per year for 5 years for example," she said.

Hamm explained that utilities might enter into energy "pre-purchase" contracts, where utilities provide capital financing for a solar project as a pre-purchase of, perhaps, 10 years of electricity.

Lastly, all stakeholders need to prepare for the future by addressing important issues like transmission that cause problems in the industry.

"Stakeholders of all stripes need to get involved and address the potential bottlenecks of transmission, permitting, and grid integration now, so that 5 years from now, we are ready for the industry's growth," she said.

[meinolf67]

...aus NEF weekly:

"...Developers, investors and bankers all report that debt finance for renewable energy projects has become more expensive relative to official interest rates in recent months.

New Energy Finance’s latest estimate, contained in research published this month, is that the average interest rate charged to developers of a European onshore wind or solar PV project is around 225 basis points over Euribor in early 2009, compared to just 80 basis points when debt finance was plentiful in 2007.

However the bigger problem is that debt is scarce. Banks generally want to lend to renewable energy, but many of them are finding it hard to agree fresh credit packages because their own cost of funding has gone up or because their balance sheets are still in intensive care.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.555.777 von meinolf67 am 11.02.09 10:58:12

Die EZB muss unbedingt weiter runter mit den Zinsen. Im Frühsommer darf der Leitzins m.E. maximal noch 1% betragen. Verglichen mit dem letzten Sommer sind wir beim Leitzins jetzt 200 Basispunkte tiefer und es sollten eben zumindest 300 werden. Ich weiß aber nicht, ob der Euribor im selben Verhältnis gesunken ist. Per Saldo ist das also alles nicht sooo schlimm. Aber klar, das Problem ist eben, überhaupt Geld zu bekommen.

[UWR_Kerl]

off-topic:

http://www.godmode-trader.de/de/boerse-analyse/Roubini-Banke…

Roubini: Bankensystem in den USA faktisch bankrott
Datum 11.02.2009 - Uhrzeit 10:07 (© BörseGo AG 2000-2009, Autor: Rain André, Technischer Analyst, © GodmodeTrader - http://www.godmode-trader.de/)

Starökonom Roubini schreibt in einem aktuellen Kommentar vom 10. Februar, dass es an der Zeit sei, die insolventen Banken zu verstaatlichen. „Vor einem Jahr habe ich vorhergesagt, dass die Verluste im Bankensektor bei 1 Billion US-Dollar, möglicherweise sogar bei 2 Billionen US-Dollar liegen könnten. Zu dieser Zeit wurden diese Schätzungen als grob übertrieben abgetan, und naive Optimisten rechneten nur mit Verlusten von 200 Milliarden US-Dollar aus Subprime-Hypothekenkrediten. Doch habe ich darauf hingewiesen, dass diese Verluste sich rasch über die Subprime-Hyothekenkredite ausweiten und sich auftürmen werden zu einer sehr schweren Finanzkrise und einer üblen Rezession.“

Roubini sieht die Verluste mittlerweile für das US-Bankensystem bei 3,6 Billionen US-Dollar, wovon die Hälfte von den Banken und Broker selbst zu tragen sei, also 1,8 Billionen US-Dollar. Der Rest gehe auf das Konto ausländischer Banken und anderer Finanzinstitutionen in den USA. Da die Banken und Broker im Herbst nur mit Kapital von rund 1,4 Billionen US-Dollar ausgestattet waren, sei das Bankensystem in den USA faktisch bankrott. Die einzige Lösung sei eine Verstaatlichung der Banken, so Roubini.

[SLGramann]

Der angestrebte Kompromiss zwischen Senat und Haus scheint weiterhin eine "refundable-Regelung" zu enthalten, wenn ich es richtig verstehe. (Ich bin ziemlich unsicher, wenn es um Texte zu diesem Thema geht, denn da hapert es leider nicht nur bei der Sprache, sondern auch beim inhaltlichen Hintergrundwissen. Hier ist die Frage: sind "Grants" wirklich gleich "refundables"? Ich glaube schon...):

Grants of up to 30 percent of the cost of building a new renewable energy facility to address current renewable energy credit market concerns. The grants money was originally slated to go through DOE, but RenewableEnergyWorld.com is now hearing that the money will be distributed through the Treasury Department.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2009/02…

[JoergP]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.568.471 von SLGramann am 12.02.09 19:38:37

Es geht hier um Zuschüsse.
Grant meint "Geschenk", also Zuschuß.
Das wird auch an einer anderen Stelle im Text deutlich:
the grants in lieu of tax credits
=
Zuschüsse anstatt Steuergutschriften.

[lieberlong]

Allerdings kam heute:

U.S. congressional negotiators may drop $7.7 billion that had been planned for renewable-energy grants in the economic stimulus legislation they’ll send to President Barack Obama.

Auszug aus http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=20601100&sid=aKnc1m0y…

[bossi1]

Kein Zapatero Witz - jetzt sogar 4.194,97 MW 2008 in Spanien installiert ...
Es gibt wieder neue Zahlen der CNE zum ungebremsten realem Zubau 2008 in Spanien mit 4.194,97MW. Das sind 441,97 MW mehr als noch im Januar mitgeteilt. Von diesen 4.194,97 MW liegen jetzt 2.973 MW der CNE offiziell als Registrierungen vor, anstatt 2.661 MW wie vorher gemeldet wurde. Unten wurde aufgelistet, wie sich diese 2.973 MW auf die Provinzen mit 46.730 Parks verteilen.

Die unregistrierten 1221,97 MW entsprechen über 29% der realen Gesamtmenge in 2008. Es gab schon Anfang 2008 von Industrie Minister Sebastian Aussagen in den Medien, daß mindestens 25% der Parks die Registrierung nicht schaffen werden. Er hat Wort gehalten ...


La potencia fotovoltaica instalada se dispara por encima de los 4.000 MW

12 de febrero de 2009

Los últimos datos hechos públicos por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) muestran que en 2008 la energía solar fotovoltaica creció sin freno, algo que todo el sector sabía. A casi nadie sorprende el crecimiento desbocado, pero sí el nivel alcanzado.

El pasado doce de enero Energías Renovables publicaba los últimos datos oficiales de la CNE en los que se indicaba que en España se instalaron 2.661 MW fotovoltaicos en 2008. Tan solo un mes después esas cifras se han quedado viejas y exiguas. El nuevo dato para el mismo período proporcionado en febrero por la Comisión Nacional de la Energía eleva la potencia conectada a red a 2.973 MW. Son 312 MW más confirmados, es decir cuyas facturas constan en la CNE. Esta potencia se distribuye en las 46.730 plantas solares que existen en España.

Los 2.973 MW, sin embargo, no reflejan la realidad del crecimiento fotovoltaico. La estimación de la potencia instalada en 2008 se eleva, según la CNE, a 4.194,97 MW. Hace un mes esa estimación se situaba en 3.753 MW. Es decir existe una diferencia entre ambas estimaciones de 441,97 MW. Solo esa diferencia es mayor que el objetivo de potencia para todo el año 2008 establecido en el Plan de Energías Renovables, que era de 371 MW. Si finalmente se objetiva la conexión a red de 4.194,97 MW eso significaría que la energía solar fotovoltaica creció el año pasado un 1.131% respecto al objetivo fijado.

La distribución de los 2.973 MW facturados por comunidades autónomas sitúa a Castilla-La Mancha a la cabeza de la lista con 791 MW instalados. Le siguen, por este orden, Andalucía (357 MW), Castilla y León (354 MW), Extremadura (344 MW), Murcia (280 MW), Comunidad Valenciana (215 MW), Cataluña (158 MW), Navarra (156 MW), Aragón (110 MW), La Rioja (74 MW), Canarias (48 MW), Baleares (36 MW), Madrid (23 MW), País Vasco (16 MW), Galicia (7 MW), Cantabria (1 MW), y cierran Asturias, Ceuta y Melilla con cero MW.

Más información:
www.cne.es

http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[meinolf67]

February 12, 2009, 12:37 pm
Solar: What Happens When Polysilicon Prices Collapse?
Posted by Eric Savitz

Yesterday afternoon, MEMC Electronic Materials (WFR) disclosed in an SEC filing after the closed that it had struck a revised silicon wafer supply agreement with Suntech Power (STP) which cuts the price Suntech is paying per wafer, but increasing volume to maintain the revenue targets under the deal for both 2009 and for the remainder of the 10-year deal, which was struck in 2006.

The revised agreement is a symptom of a key underlying dynamic in the solar industry: collapsing prices for raw polysilicon in the face of dramatically increasing supply. In a comprehensive report on the subject this morning, Collins Stewart solar analyst Dan Ries notes that spot market poly prices have fallen from a peak of about $450/kg in mid-2008 to the $130-$150/kg range more recently. That’s a pretty dramatic move - but the decline is far from over.

Ries contends that spot prices by mid-2009 will plunge to the $40-$60/kg level, due to a severe oversupply. As the solar industry has blossomed over the last few years, margins exploded for the poly manufacturers like MEMC, drawing in a host of new players. Capacity expansion has boomed, and now appears to be well in excess of demand. Ries estimates that in 2009, polysilicon production will reach 80,300 metric tons, 49% more than his demand forecast of 53,905 tons. That’s a surplus of 26,395 tons. He sees the surplus in 2010 rising to 48, 785 tons, as demand grows 22% while supply increases 43%.

The way Ries see it, oversupply will continue until some production capacity is taken off line. For that to happen, he says, prices will need to drop below $60/kg, roughly the marginal cost for the highest-cost producers.

Unfortunately, he notes, demand elasticity in the short-run will be low. Since silicon is a very small percentage of the production costs for chip makers, it won’t make much of a dent at all there. In the solar business, there could be enormous price elasticity in the long run - but he sees a lag of about 9 months. Meanwhile, he says, solar company revenues will “suffer” as ASP erosion offsets modestly higher volume. “Until a new equilibrium is reached, which could take a year, the detrimental effects of deflation will outweigh the benefits of lower priced polysilicon for module suppliers,” he writes.

The silver lining here is that in the long run, much lower prices for polysilicon are the most direct way to bring down solar electricity production costs low enough to compete with conventional utility scale power generation. With poly in the $40-$60/kg range, he says, module prices would drop to the $1.70-$2/watt range, and utility scale projects could produce power for 11 cents/watt. At that rate, he says, solar would be “reasonably competitive” with combined cycle natural gas facilities and wind turbines. “A significant market would open and drive a wave of growth for the industry,” he says. “In the long-term, a collapse in polysilicon would be extremely positive for the industry,” but only after a “difficult adjustment period with falling prices and negative growth.”

This could be an especially scary situation for MEMC, which is basically a pure play on prices for poly and silicon wafers. He has a Hold rating on the stock.

Ries has a Sell rating on Suntech, Hold ratings on Canadian Solar (CSIQ), JA Solar (JASO) and Solarfun (SOLF), and a Buy rating on First Solar (FSLR) and Yingli Green Energy (YGE). He also notes that a huge drop in pricing could be a boon for solar installers, including Europe’s Phoenix Solar (PS4.DE.)

He also notes that while he likes Yingli as a prime beneficiary of lower poly prices, he also notes that the company is in the process of building its own poly facility, “which given the polysilicon environment may not provide the company with an economic return during its first year of operation.” On First Solar, he points out that lower poly prices has negative competitive implications, reducing the company’s cost advantage against its silicon-based competitors.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.570.079 von bossi1 am 12.02.09 23:15:12

Wow, Wow, wow,

können diese Zahlen auch nur ansatzweise stimmen?

Wenn ja, dann erklärt das sehr sehr viel...

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.578.339 von meinolf67 am 13.02.09 23:30:40

Hi Meinolf, ich bin auch entsetzt, weil ich schon glaube, dass diese Zahlen im großen und ganzen stimmen. Es stellt sich dann aber die Frage, nach dem "Welt-PV-Volumen" in 2008 und seiner Verteilung. Waren Deutschland, Japan, USA schwächer als gedacht? Oder lag das Volumen doch eher 7 GW Modulleistung, als bei 5? Oder beides?

Und wenn es 7 GW gewesen sind, die verbaut worden sind, dann stellt sich die Frage, wer die Zellen und Module produziert hat? Haben die "Hinterhof-Chinesen" doch mehr Masse gehabt, als ich denke?

Und bedeutet das für 2009, dass Deutschland das neue Spanien werden wird, was aber nur durch Exzesse bei Freifläche gehen würde? Das würde das EEG garantiert killen. Allerdings müssten dazu wohl Systempreise von deutlich unter 3.000 Euro her...

--------------

In USA ist das Gesetz endlich durch - einschließlich "grants":

Current economic conditions have severely undermined the effectiveness of both the PTC and ITC, so the bill would allow taxpayers to receive a grant from the Treasury Department in lieu of tax credits. This grant will operate like the current-law investment tax credit. The Treasury Department will issue a grant in an amount equal to thirty percent (30%) of the cost of the renewable energy facility within sixty days of the facility being placed in service or, if later, within sixty days of receiving an application for such grant. An applicant will qualify for a grant if an application is received by September 30, 2011. The amount of money that will be made available for this program is still unknown.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2009/02…


Mittlerweile hat das Haus und der Senat (wenn auch mit der knappst möglichen Mehrheit) zugestimmt.

http://news.yahoo.com/s/nm/20090214/bs_nm/us_usa_stimulus_61

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.578.758 von SLGramann am 14.02.09 06:48:24

Sagen wir mal so:

in meinem privaten Excel habe ich für die TOP40 alleine bereits etwa 6,5 GW Output (hochgerechnet aus: Q1-Q3+Q3) stehen.

Halte die 7 GW sehr gut für möglich.


In meinem Demand-Chart stehen für 2008 aktuell 5,5GW. Da war Spanien aber auch noch mit 2,5GW angenommen.

Ich denke inzwischen, daß wir eine "Krise" bekommen hätten, auch wenn
mit Lehmann gar nichts passiert wäre.

Die Frage ist jetzt, wie lange es dauert, sich auf neue Märkte umzustellen.

Denn Projektentwicklung läuft nicht per Fingerschnipp.

Den USA traue ich bauchmäßig so einiges zu, wenn man allerdings Stimmen aus dem Markt selbst hört klingt für mich alles noch eher gedämpft.




Mal 'ne ganz grobe Daumenrechnung:

Modulpreis $2,80, Systempreis 4$ => "Grant" $1,20
Nettopreis $2,80

Ertrag 1.200 Wh

kWh-Preis bei 5%AfA und 5% Abschreibung etwa 23c; relaistisch deutlich niedriger, da der Strompreis ja steigt ( oder vielleicht auch nicht...)



Und jetzt noch eine ganz dumme Idee:
bei der Konstruktion mit 30% auf das Invest müßte es doch schon mit dem Teufel zugehen, wenn da nicht gekrückt würde; einfach 'nen überhöhten Preis angeben und die zusätzliche Kohle unter der Hand zwischen Lieferant und Käufer aufteilen...

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.570.079 von bossi1 am 12.02.09 23:15:12

Hi Bossi,

habe mir jetzt nochmals das mega-komplizierte Excel-sheet reingezogen.

Denek jetzt allerdings, daß es sich NICHT um Zubau- sondern jweils um Gesamt-zahlen handelt.

Die 2.973MW, an deren Stelle noch am 12.1. immer 2.661 MW gestanden hatten sind "nur" um 2.281MW höher als der Wert von 692MW, der für Dezember 2007 steht.

Kannst Du das mit Deinen Spanischkenntnissen bestätigen?

Was mir weiterhin nicht klar ist, ist woher die Differenz zu den >4GW in der Pressemeldung herkommt. Sind das Schätzungen über Analgen, die noch nicht angemeldet wurden?
Kann das noch Monate nach der deadline überhaupt sein?

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.580.479 von meinolf67 am 14.02.09 18:09:39

Kannst Du das mit Deinen Spanischkenntnissen bestätigen?

Bossi ist der spanischen Sprache schon mächtig, ist auch seit vielen Jahren mit einer Spanierin verheiratet.

Er übersetzt den Text eingangs mit "realem Zubau 2008 in Spanien mit 4.194,97MW und ist ebenso in spanischen Diskussionsforen zum Thema unterwegs.

Wollte es erst auch nicht glauben, passt aber zu den Meldungen, dass seit dem Q4/08 schon 70% der kleinen Chinesen über die Wupper gegangen sind. Auch die Q4-Zahlen von Solarworld passen da vollkommen rein. An Solon, Solaria Energia, etc. möchte ich dabei noch gar nicht denken.

Man wird sich wohl mittlerweile in Spanien komplett durch die Berge von neuen Anträgen gekämpft haben und letztendlich auf diese MW-Zahl gekommen sein.

[meinolf67]

Solar 2.0: After the Bubble

on 04 February 2009, 16:34
by Justin Moresco

Powerful trends are forcing change in the solar industry, leaving many companies scrambling to survive. But those companies—the installers and project developers—closest to the businesses and homeowners that buy solar systems are in pole position for rapid growth. Once the economy stabilizes and credit thaws, solar 2.0 will be all about the guys with boots on the ground.

“There is a shift in the balance of power from upstream materials providers to downstream installation and service providers whose input costs are falling dramatically,” said Ted Sullivan, who heads the solar group at Lux Research, a market research firm.

The solar industry grew dramatically in recent years—62 percent rise in solar photovoltaic installations worldwide from 2006 to 2007 and preliminary figures suggest a 30 percent increase from 2007 to 2008. During this growth spurt, the polysilicon producers and the manufacturers that turned that material into solar cells lived in a world of more demand than supply. They retained high margins and saw their treasure chests balloon.

But the buzz caused a bubble as manufacturers built more production capacity. Now the high-flying stars of the solar manufacturing sector, like China’s Suntech Power Holdings, face an industry with an oversupply of solar panels. Prices are dropping and manufacturers are feeling the squeeze.

Overcapacity in worldwide module production could exceed 160 percent in 2009 and remain above 100 percent through 2012, according to market research firm iSuppli. This will bring silicon-based module prices “crashing down” to between $2.50 and $2.75 per watt, according to the firm, a more than 40 percent decline from the average U.S. price today.

What’s bad for the manufacturers, however, is good for the companies installing and developing solar projects. They can pass the cost savings to customers while maintaining their margins, said iSuppli analyst Henning Wicht.

“We’re entering a period that we’ve talked about—the end to supply-constrained pricing,” said Arno Harris, CEO of Recurrent Energy, a solar project developer based in San Francisco. “We built the business believing that was just over the horizon. As module prices come down, we can deliver at lower prices and the market potential expands dramatically.”

The combination of falling prices, continued tax credits, and increasing government mandates for renewable energy is leading to a “promised land” for the solar industry, Mr. Harris said.

But before they arrive, companies will have to survive the current economic slump. Businesses struggling to pay employee salaries hesitate to spend tens of thousands of dollars on solar power systems, even with falling prices. And companies with relatively healthy balance sheets aren’t finding banks eager to lend to finance solar projects.

“Frankly most customers who might want solar these days don’t qualify,” said Alexander Welczeck, CEO of Solar Power Partners, a Mill Valley, California, solar power developer. “They don’t have the credit rating to qualify for long-term financing.”

Still, Mr. Welczeck, flush with cash after closing a $100 million equity and debt financing round in September, expects his company’s business to grow by more than 50 percent this year. With so much money in the till, his company can continue to finance its own projects in which customers enter into long-term agreements to buy solar-generated electricity.

Lux Research’s Mr. Sullivan said the consensus from surveys he’s conducted of solar industry players is that there will be no growth between 2008 and 2009.

The economic stimulus bill making its way through Congress may bring some relief. It could contain a provision that will make tax credits for installing solar systems immediately refundable through the U.S. Department of Energy. Under the current system, companies need profits to benefit from the tax credits—and profits are few and far between these days.

“We’re very excited about what the future holds,” said Chris Anderson, chief technology officer for San Diego-based solar installer Borrego Solar Systems.

Borrego pulled in $60 million in sales in 2008, double its revenue in 2007. The company expects sales to reach $70 million this year.

“We’re taking this as a time to improve internally and get ready for the next wave,” Mr. Anderson said.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.578.339 von meinolf67 am 13.02.09 23:30:40

können diese Zahlen auch nur ansatzweise stimmen? Wenn ja, dann erklärt das sehr sehr viel...


So ist es. Ich bin selbst mehr als überrascht gewesen von den neuen Daten zum Zubau für 2008 in Spanien. Noch mehr müssen die Spanier selbst wie Sebastian vom Industrie Ministerium vom dem eigentlich ungewolltem Boom in ihrem ungeregeltem Sektor (mit den fettesten Tarifen) überrascht gewesen sein. Er sprach im Frühjahr von mehr als 1.200 MW, im Sommer von 1.600 MW und im Januar von 2.661 MW. Letzte Woche gab es die endgültigen Zahlen zu 2008, wonach jetzt 2.973 MW registriert wurden. Dazu kommen noch 1.221,97 MW, die wegen Mängeln oder wegen Subventionsbetrug keine alten Tarife bekommen. Somit wurden 2008 genau 4.194,97 MW "neu" installiert.

In einem anderen Artikel wurde letzten Freitag von der Möglichkeit einer Nachregistierung (2009, 2010 ...) "einiger" der aus 2008 noch offenen Projekte gesprochen, womit eigentlich nur Parks mit technischen Mängeln gemeint sein konnten. Selbst der span. Solarverband ASIF will nicht, daß "Subventionsbetrüger" (es gab manipulierte Parks mit weniger Modulen/Leistung als angegeben) später noch an legale Tarife nach neuem Recht bekommen und den Markt blockieren. Bis jetzt gibt es noch keine Daten zu neuen Vorregistrierungen, jedoch war im 1. Quartal das Interesse 8x größer, als die denkbaren 125 MW. Warum? - es gibt anscheinend kaum Alternativen für die Mengen am Markt. Die Frist für das 2 Quartal wurde schon bis Mitte April verlängert und der Markt liegt weiter komplett brach. Über 10.000 Mitarbeiter im Sektor haben ihren Job verloren oder müssen sich neue Märkte (wo denn??) suchen.

Die neuen Daten vom Donnerstag nach Börsenschluß zu 4,2 GWp Zubau in Spanien 2008 sind in den Märkten noch nicht bekannt. Übersetzungen ins Englische daueren immer mehrere Tage und ins Deutsche sogar noch länger.


Ein paar Grafiken dazu ...

Die Folgen für den Markt machen sich schon bemerkbar.



Die Daten sind noch vom Januar 2009. Ob man die vielen kleinen Hersteller aus China mit ihrer Produktionsmenge richtig bei der Gesamtmenge 2008 erfaßt hat? Von über 350 Herstellern in China sind fast 250-300 vom Markt verschwunden. Nach Koecke von Solarworld am Freitag sollen ca. 80% der Kapazität in China brach liegen. Man wird vorsichtig und spricht plötzlich nicht mehr von 25-30% "Umsatzwachstum, sondern nur noch von 25-30% Produktionswachstum. Fallen die Margen dann um 20% haben wir ein 0 Wachstum beim Umsatz, "wenn" alles verkauft wird. Bei Q-Cells sieht es nicht besser aus. Die geplante Fabrik in Mexiko (3,5 Mrd. USD) liegt auf Eis.


______________________________________________________ X ... (4,2 GWp)






In der Grafik vom Januar 2009 waren nur die dahin registrierten 2.661 MW eingezeichnet. Die 4,2 GWp aus 2008 würden in der Grafik bis unter das X oben reichen. Für 2009 und 2010 ist in der Grafik der neue Deckel mit jeweils 500 MW eingezeichnet und nicht die bisher gesamte installierte Leistung, wie man mit Blick auf 2008 (fast) vermuten könnte. :



So sah der Solarmarkt noch 2007 aus ...




Das ist eine Grafik vom Januar 2009 (2008 ca. 5,8 GWp), wo Spanien nur mit der damals registierten Menge von 2.661 MW = 57% aufgeführt ist. Rechne ich jetzt die registrierten Parks mit 2.973 MW kommt Spanien schon auf über 50% vom Weltmarkt. Es wurden 2008 in Spanien jedoch real 4,2 GWp installiert und die genaue weltweite Produktionsmenge 2008 könnte höher liegen und somit den Verlust der Marktanteile für 2009 noch schmerzlicher machen. Spanien wird 2009 und 2010 keine 500MW installieren durch die von Sebastian bereits angesprochende Bevorzugung eines Teiles aus den nicht registrierten 1.200 MW in 2008. Wie viel das ist, wurde noch nicht gesagt.

Jedenfalls wird es 2009 für jeden Käufer am Weltmarkt 2 Module zur Auswahl geben und der Preiskampf auf dem neuem Käufermarkt hat gerade erst begonnen ...

S2, bossi


++++

Mein Spanisch reicht für den täglichen Hausgebrauch ...

Ich mußte früher gegen meinen Willen Spanisch als 2te Fremdsprache lernen und bin, wie lieberlong schon sagte jetzt seit fast 30 Jahren mit einer Spanierin aus Madrid verheiratet. Ich habe meine Frau im Urlaub in Spanien kennengelernt. Da sie damals noch kein Deutsch sprach, haben wir angefangen zu Hause (fast) nur Castellano zu sprechen. Seit Jahren lese ich täglich die span. Wirtschaftspresse, sehe span. TV Sendungen und hatte einige tausend Postings in span. Aktienforen. Meine Frau hat in Madrid als Beamtin in einem Ministerium (presidencia de gobierno) gearbeitet. Ihr Ex Chef war später einer der span. Wirtschaftsweisen. Er hat zudem 1991 in Spanien eine Art Nobelpreis für Wirtschaft erhalten, war im Vorstand einiger Großbanken/Sparkassen und hat Leitartikel für Wirtschaft im "El Pais" etc. geschrieben, Bücher publiziert oder zum Thema im TV gesprochen. Wir haben nach all den Jahren noch immer einen sehr guten Kontakt zu ihm und seiner Großfamilie, die sich in vielen leitenden Postitionen in Madrid/Spanien befindet. Das ist einer der Gründe für mein Interesse an Spaniens Wirtschaft.

Prof. Dr. D. Julio Alcaide Inchausti
http://www.pre.gva.es/altoconsejo/html-composicion/comp-alca…

[meinolf67]

für die Perspektive von SPIEGEL-Online:

http://www.spiegel.de/wissenschaft/natur/0,1518,607674,00.ht…

Rasanter Anstieg der CO2-Emissionen schockiert Klimaforscher

Aus Chicago berichtet Markus Becker

Beunruhigende Daten vom Weltklimarat: Der Ausstoß von CO2 ist von 2000 bis 2007 viel stärker gewachsen als prognostiziert - ein Grund ist der rasch wachsende Energieverbrauch in Schwellenländern. Mögliche Folgen: die beschleunigte Permafrost-Schmelze und Feuersbrünste in den Tropen.

Gemessen am Inhalt seiner Botschaft wirkt Christopher Field erstaunlich gut gelaunt. Stets lächelnd trug er in Chicago neueste Erkenntnisse aus der Klimaforschung vor. Doch was Field, einer der führenden Mitarbeiter des Uno-Weltklimarats IPCC, und mehrere Kollegen am Samstag auf der Jahrestagung des weltgrößten Forschungsverbands AAAS zu sagen hatten, klang alles andere als entspannend.

Field war einer der Hauptautoren des letzten IPCC-Sachstandsberichts, der im Februar 2007 mit düsteren Warnungen vor einer globalen Klimakatastrophe tagelang die Schlagzeilen beherrschte. Doch das, so die Botschaft von Fields und seinen Kollegen, sei nur eine leise Ouvertüre gewesen im Vergleich zu dem, was wahrscheinlich noch kommen wird.

Seit dem Jahr 2000, referierte Field, seien die Kohlendioxid-Emissionen durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe um durchschnittlich dreieinhalb Prozent pro Jahr gestiegen - dreimal so schnell wie zwischen 1990 und 1999. "Inzwischen liegen die Prognosen des menschlichen CO2-Ausstoßes außerhalb dessen, was man bei der Erstellung des IPCC-Berichts von 2007 für möglich gehalten hätte", meint Field. "Wir haben es in der Zukunft mit einem Klima zu tun, das weit über alles hinausgeht, was wir auf Basis von Simulationen bisher ernsthaft erwogen haben."

Der Hauptgrund für den rasanten Anstieg der CO2-Emissionen sei die immer schneller um sich greifende Nutzung von Kohle zur Energiegewinnung, insbesondere in bevölkerungsreichen Schwellenländern wie Indien und China. Hinzu kämen neue, beunruhigende Erkenntnisse über CO2-Emissionen aus der Natur selbst, ausgelöst durch die vom Menschen verursachte Erwärmung. Solche gefährlichen Rückkopplungseffekte befürchten Forscher etwa von den gewaltigen Flächen an Permafrostboden: Sollten sie auftauen, würden ungeheure Mengen an Kohlendioxid und Methan in die Atmosphäre gelangen.

Eine aktuelle Schätzung besagt laut Field, dass in den Permafrostböden der Welt rund eine Billion Tonnen Kohlenstoff gespeichert sind. Zum Vergleich: Die Menge an Kohlendioxid, die seit Beginn der Industrialisierung vom Menschen in die Luft geblasen wurde, liegt bei 350 Milliarden Tonnen. Das entspricht knapp 100 Milliarden Tonnen reinem Kohlenstoff - also weniger als einem Zehntel dessen, was in den Permafrostböden lagert.

Zudem warnte Field vor verheerenden Feuersbrünsten in tropischen Regenwäldern. "Normalerweise sind diese Wälder nahezu unentflammbar", so der Forscher. "Aber wenn sie durch die steigenden Temperaturen nur ein kleines bisschen austrocknen, könnten äußerst große und zerstörerische Brände die Folge sein." Es zeichne sich immer deutlicher ab, dass viele Waldgebiete, die der Atmosphäre früher Kohlendioxid entzogen haben, durch den Klimawandel inzwischen zu CO2-Quellen geworden sind.

Steigende Emissionen, weniger tolerante Natur

Schon 2007 kam der Uno-Klimarat zu dem Ergebnis, dass durch solche Rückkopplungseffekte 500 bis 1000 Milliarden Tonnen CO2 zusätzlich in die Luft gelangen könnten. Doch seit der Veröffentlichung des Reports sei das Bild noch düsterer geworden, so Field. "Es sieht mittlerweile so aus, dass die Emissionen noch schneller steigen und die Natur ihnen gegenüber weniger tolerant ist, als wir dachten."

Als zunehmend kontraproduktiv erweist sich auch die steigende Nutzung der einst als Klimaretter gefeierten Biokraftstoffe. Zwischen 2000 und 2007 hat sich die globale Produktion von Ethanol vervierfacht und die von Biodiesel verzehnfacht, sagt Fields Kollegin Holly Gibbs von der Stanford University in Kalifornien. Möglich gewesen sei das nur, weil in den Tropen gewaltige Regenwaldflächen gerodet wurden, um Platz für Biosprit-Anbauflächen zu schaffen.

"Bei der Rodung und der Verbrennung der Bäume gelangt Kohlenstoff in die Atmosphäre, der lange Zeit im Regenwald gespeichert war", sagt Gibbs. Selbst wenn man für die Biosprit-Herstellung ergiebige Pflanzen wie Zuckerrohr oder Ölpalme benutze, dauere es 40 bis 120 Jahre, ehe der CO2-Ausstoß durch Einsparungen bei fossilen Brennstoffen wieder wettgemacht sei. "Benutzt man weniger ergiebige Pflanzen wie Mais oder Sojabohnen, dauert es sogar 300 bis 1500 Jahre."

Pack den Baum in den Tank

Die meisten bisherigen Studien hätten nur das Wachstum der Biosprit-Anbauflächen berücksichtigt, so Gibbs - nicht aber, woher sie eigentlich gekommen seien. Die Wissenschaftlerin hat nun eine Studie abgeschlossen, für die sie mehr als 600 Satellitenbilder der Jahre 1980 bis 2000 aus den Tropen ausgewertet hat. Das deprimierende Ergebnis: Mehr als die Hälfte der neu gewonnenen Biosprit-Flächen seien vorher unberührter Regenwald gewesen, bei 30 Prozent habe es sich um vorgeschädigte Wälder gehandelt.

"Das ist das Gegenteil dessen, was einige Biosprit-Befürworter behaupten", meint Gibbs. Zwar sei die Nutzung von Biotreibstoff durchaus sinnvoll, wenn man etwa brachliegende Böden verwendete. "Aber wenn wir weiterhin Biotreibstoffe aus den Tropen nutzen, verbrennen wir Regenwald in unseren Autos."

Von Biotreibstoffen, so das Fazit der Forscher, dürften kaum entscheidende Fortschritte im Kampf gegen die CO2-Emissionen zu erwarten sein. Was die Stromgewinnung betrifft, sieht es kaum besser aus angesichts der stark steigenden Kohlenutzung in China, Indien und anderen Schwellenländern. "Falls man den Klimagasausstoß nicht aggressiv angeht, wird die Menschheit sich auch weiterhin auf die billigste Energiequelle konzentrieren - und das ist Kohle", prophezeit Field.

Im Endeffekt habe man nun zwei Möglichkeiten: "Entweder wir fangen früher an, unsere CO2-Emissionen zu reduzieren, oder wir tun es später umso aggressiver." Im IPCC-Report von 2007 sei noch von einer "äußerst konservativen Bandbreite von Klimafolgen" die Rede gewesen, so Field. Der nächste Bericht ist für 2014 geplant - und er werde "Zukunftsszenarien mit viel größerer Erwärmung enthalten".

[UWR_Kerl]

Wie groß wird die installierte PV-Leistung in 2009?

Wer das richtig beantworten kann, oder nur die grobe Richtung kennt, der kann sich glücklich schätzen. Die liebe Frau Kretschmer von der Photon hat in Ihrem aktuellen Editorial darüber siniert und folgendermaßen argumentiert. (auf einer sehr schönen und verständlichen Art und Weise, wie ich finde.)

2008 war ein Jahr, in dem alles gekauft wurde, was zu kaufen war. Ähnlich war es in den Jahren davor. Demnach bestand nie ein echter Markt, der ein Einpendeln von Angebot und Nachfrage beinhaltet. Wir befinden uns erst grade in der Übergangsphase in einen solchen Markt, die manchen Firmen den Kopf kosten wird. Wer den rasanten Preisverfall überlebt, der wird sich einer "rosigen" Zukunft entgegensehnen dürfen. In dieser Zukunft sollen die bis dahin stark gefallenen Preise nähmlich einen riesen Markt zur Folge haben, den Gesamtsystempreise von ~2-2.5$ sollte enormes Interesse erzeugen. Erst dann könnte man alt-bewehrte Modelle der Extrapolation für Zukunftsaussagen heranziehen, so Kretschmer.

Die Zukunft, so heißt es, ist aber nicht fern. Frau Kretzschmer schätz die Gesamte installierte Leistung für 2009 auf 15GW. Auch die dafür nötige Finanzierung sei kein Problem - es gebe genug Banken, die solche Projekte fördern.


Spannend.
Spannend.
Spannend.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.588.533 von UWR_Kerl am 16.02.09 17:25:11

Du meinst Anne Kreutzmann?

Ich habe die aktuelle Ausgabe noch nicht, aber ich finde es wirklich erstaunlich, dass Photon und ihre Ideengeber von Photon Consulting an dieser 15 GW-Theorie festhalten. Da wird einfach unterstellt, dass die maximal denkbare Menge Silizium wirklich auf den Markt kommt, alle Erweiterungsinvestitionen der Zell- und Modulfabs ungekürzt über die Bühne gehen und dann - das halte ich für den größten Witz - auch noch die Märkte einfach so vorhanden sind, um scheinbar jede beliebige Menge an Modulen aufzunehmen. Photon geht damit davon aus, dass die PV-Welt wie in den Vorjahren letztlich nur einen limitierenden Faktor hat: Die Menge an verfügbarem Silizium.

Ich halte da die Prognosen bspw. von Merrill Lynch mit 5 GW in 2009 für sehr viel nachvollziehbarer.

Ich glaube, dass es noch nie eine größere Distanz zwischen Photon Consulting und dem Rest der Analystenwelt gegeben hat, als 2009. Am Ende dieses Jahres wird Rogol entweder der PV-Gott sein oder sein Renommé weitgehend verspielt haben. Ich fürchte, letzteres wird eintreten.

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.589.194 von SLGramann am 16.02.09 18:57:35

Jupp, genau die:



Rogol versucht mit seiner Haltung und seinem Namen vielleicht das Schlimmste zu verhindern?!

Ich finde die Zahlen auch GROß, aber wer weiß.

Ich habe keine Ahnung, halte aber alles für möglich.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.589.194 von SLGramann am 16.02.09 18:57:35

Dazu zwei Dinge:

1) Photon-Consulting ist nicht mehr assoziiert, sondern seit 1.1.09 Teil der Gruppe; unter einer Holding stecken PhC, die Zeitschriften und die Veranstaltungsaktivitäten. Die Wahrscheinlichkeit, daß PhC und PHOTON daselbe sagen, hat also wohl nicht abgenommen.


2) Ich habe die letzten Tage damit verbracht, mir nochmal gründlich den Kopf über 2009 zu zerbrechen.
Woher "wissen" wir, daß es nicht tatsächlich so kommt, daß alles verfügbare Si zu Modulen verarbeitet (und verkauft) wird?

Was ist eigentlich in Spanien passiert? Es gab sehr attraktive Investitionsmöglichkeiten mit einem Verfallsdatum. Alles rannte hin.

Was spricht dagegen, ähnlich attraktive Bedinungen woanders herzustellen? Stellgröße ist der Preis. In Spanien ist die Einstrahlung etwa 40% höher als z.B. in Deutschland. Die Vergütung je kWh war etwa 50% über der jetzigen für Freiflächenanlagen in D. Also gute der doppelte Ertrag je kW. Allerdings waren die Systeme dort auch schweineteuer, die Vergütung machte es ja möglich. Sagen wir mal 5.000-6.000 je kW.

Im Umkehrschluß würde ich bei Systempreisen von 2.500-3.000 auch einen Boom bei deutscher Freifläche erwarten.

Geht das preislich? Kein Problem!

Zieh' mal 80c für BoS und Integrator ab, dann bleiben 1,70-2,20 fürs Modul.

Weitergerechnet mit der unteren Grenze von 1,70, einem Dollar von 1,30 und einer Marge von 25% für die Trina's und Yingli's dieser Welt, lande ich bei:
1,7 x 1,3 = 2,20$
-25% = 1,66$
-1$ conversion = 0,66$
./. 7g/Watt = 94$ für ein Kilo SI

nichts leichter als das!

Bei REC kann man sich aus der Segmentrechnung die erzielten SI-Preise ableiten. Selbst wenn ich die Silan-Verkäufe mit 0 ansetze, also den VK klar überschätze, erhalte ich für die letzten 6 Quartale nur Werte von um die 50 Euro(=65$).

Und schon damit fahren Sie eine 54% EBITDA-Marge ein.

Wacker und Hemlock halte ich für mit noch besserer Kostenstruktur ausgestattet.

Langer Rede kurzer Sinn: aus Sicht der SI-Hersteller machts es mehr Sinn, selbst zu 40$ zu verkaufen, um den Laden in Gang zu halten, als gar nichts zu tun.

Nur mal zum Spaß: 40$x7g + 80c die Yingli schon heute unterboten hat, führen zu zu einem auskömmlichen Modulpreis von unter $1,50...

Solange sich nicht wirklich ALLES geändert hat, was Investitionsentscheidungen angeht, rechne ich aber mit einem wesentlich früheren Anspringen der Nachfrage.


Was könnte dies vehindern?
1) nicht genug Verfügbarkeit von Projekten; hm, könnte sein.
2) totaler Investitionsstreik; alle wollen lieber Bundesobl. kaufen; hm; 10 GW (mit denen rechne ich) würden im beschriebenen Szenario vielleicht MAXIMAL 40 Mrd. Euro kosten; das ist im globalen Kontext doch eine eher kleine Summe
3) die Politik macht dicht; das kann gut sein; allerdings glaube ich, wird sie Entwicklungen immer hinterherlaufen. Will sagen, wenns 2009 z.b. in D im Karton rappeln sollte, stoppen sie es frühestens in 2010.



Nur der Vollständigkeit halber:
die beschriebenen Kostenstrukturen kommen natürlich nicht von alleine zum Tragen; da sind Myriaden von long-term contracts davor; aber wenn die Alternative lautet: Tod oder Ändern, dann wird immer das Ändern gewählt werden.
Wer sich dabei den Hals bricht (das werden viele sein) und wer als Gewinner rauskommt? Lehnen wir uns zurück und genießen das Schauspiel.



Meine Volumenannahmen:
-aktuell bereits installierte c-SI Kapazität in Wafer/Zelle/Modul >15GW
-70.000MT Poly für Solar bei 8g/W ergeben 8,75 GW + etwa 1GW TF macht etwa 10GW Gesamtproduktion

[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.592.048 von meinolf67 am 17.02.09 10:36:00

und vielleicht noch 1-5 GW an Modulen die seit dem Crash in den Lagern abgammeln, kommen auch diese Zahlen auf 15GW.

SPANNEND.

Danke meinolf, dass Du diese Zahlen und Thesen mit Zahlen untermauerst. Macht Spaß.

Mir ist letztens aufgefallen, dass die Anzahl der Leute, die mit Einzelproduktionsschritt-Kosten umherhantiert enorm zugenommen hat. Dies scheint der neue Standard zu sein, der allen verständlich erscheint?! Zuerst darüber gestoplert bin ich aber hier im Thread.

[Istanbul]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.592.048 von meinolf67 am 17.02.09 10:36:00

Da haste noch die schöne Variante beim Angebotspreis. Die Produktion wird nämlich nicht schon dann begrenzt, wenn das EBT ins Minus läuft, sondern erst beim EBTDA inkl. Abschreibungen. Die Maschinen stehen nämlich und damit fallen die Abschreibungen an. Dummerweise nur, dass gerade bei Solar der Anteil der Investitionskosten extrem hoch ist.

Es hilft übrigens auch nix, wenn jemand pleite geht. Im Gegenteil, dann produziert der Käufer der Insolvenzmasse (günstiger) weiter.

Vom Angebot kanns locker weit unter 1$/W gehen, schließlich ist PV ganz grob Sand plus Technik. Da ist aber längst überall grid parity erreicht. Die Wende kommt also von der Nachfrageseite. Ich denke, geografisch von den Amis.

[meinolf67]

Sorry, wegen der Formatierung. Im PHOTON Newsletter heute morgen war ein Link zu den Ergebnissen der ersten spanischen Zuteilungsrunde neuer Art.

Verhältnis Anträge/Genehmigungen bei Freifläche 529MW/66MW während der Cap bei auf-Dach nicht ausgeschöpft wird...




Nº de expedientes Potencia total (MW)

Cupo trimestral - 6,675
Inscritas 153 1,669
Tipo I.1
Cubierta potencia menor o igual
20 kW Inadmitidas 59 1,444


Cupo trimestral - 60,075
Inscritas 143 20,916
Tipo I.2
Cubierta potencia mayor 20 kW
Inadmitidas 44 7,350


Cupo trimestral - 58,250
Inscritas 96 66,113
No inscritas 664 529,800
Tipo II
Suelo
Inadmitidas 440 302,853

TOTAL INSCRITAS 392 88,698

[a_bit_fishy]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.592.048 von meinolf67 am 17.02.09 10:36:00

Interessanter denkansatz. Ich glaube jedoch modulpreise auf breiter ebene unter €2,- sind illusorisch. Denn das würde bereits vorher zweifelsohne einen noch nie dagewesenen nachfrage-boom auslösen.

Langer Rede kurzer Sinn: aus Sicht der SI-Hersteller machts es mehr Sinn, selbst zu 40$ zu verkaufen, um den Laden in Gang zu halten, als gar nichts zu tun.
Warum geht dann wacker auf kurzarbeit ?

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.619.804 von a_bit_fishy am 20.02.09 13:20:28

im Si Bereich?

oder in den anderen Segmenten?

beim SI würde es mich wirklich wundern...

[SmartCap]

Meine Infos, Derzeit: First Solar: ab 1,90.
Kristaline Module: ab 2,03.

viele Banken müssten imho Inflations-Risiken einpreisen
=> weiterer Preisverfall von 5-10 % in q1-2 2009 möglich

sc

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.620.095 von SmartCap am 20.02.09 13:50:38

Yingli sprach ausgehend von $3,19 von -10% bis -15% in Q1 also 2,87-2,71; je nach Dollarkurs z.B.

bei 1,26
2,53 / 2,27-2,15

bei 1,35
2,36 / 2,13-2,01

2nd und 3rd tier Player kriegen natürlich weniger...



FSLR hatte in Q1-Q3 einen ASP von $2,46; davon kann man fürs neue Jahr mindesten 6,5% abziehen:
=$2,30

bei 1,26
1,83

bei 1,35
1,70

Verträge sind allerdings glaube ich in Euro, so daß eher die GuV-Werte in Dollar sinken werden...

[a_bit_fishy]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.619.860 von meinolf67 am 20.02.09 13:26:51

im Si Bereich?
oder in den anderen Segmenten?
beim SI würde es mich wirklich wundern

In der chemiesparte ist insbesondere die nachfrage aus der auto- und bauindustrie eingebrochen. Aber auch die halbleiter-sparte ist von der kurzarbeit betroffen.
Ich habe jetzt mal den si-bereich der halbleiter-sparte untergeordnet, liege ich da falsch ?

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.620.536 von a_bit_fishy am 20.02.09 14:31:47

Ja, die Halbleiter-Sparte ist Siltronic.

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.620.095 von SmartCap am 20.02.09 13:50:38

Meine Werte alle in EUR.

sc

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.620.536 von a_bit_fishy am 20.02.09 14:31:47

Siltronic und Polysilicon sind zwei verschiedene Sparten.

Habe eben gesehen, daß die gestrige PJ-Präsentation auf der Webseite zur Verügung steht.

Recht aktuell:

http://www.wacker.com/cms/media/documents/investor-relations…

[peekey]

Module unter 2 EUR sehen wir 2009 nicht. In Dollar sollten 2,70-2,80 je Watt die unterste Grenze bilden. Immer noch ein dramatischer Preisrückgang, ausgehend von über 4 USD je Watt in 2008.

LDK sagte in der PJ-Präsentation, dass ihre Wafer ASP bei 1,60-1,70 liegen. In 2008 noch über 2,20 USD....

Das ist ein wahrer Tornado da draußen, dem werden viele Unternehmen nicht trotzen können. Polyspot-Preise ,so las ich, sollen bei 130 USD je Kg liegen.
Die chinesischen Hersteller, die diese noch vor kurzem zu 200-300 USD zukaufen mussten, machen alle gerade große Wertberichtigungen ihrer Vorratsbestände. Sobald diese jedoch konsumiert wurden, steht vielen dieser Hersteller günstiges Spotmaterial bzw. evtl deutlich günstigeres Material durch neuverhandelte Langfristverträge zur Verfügung....

[a_bit_fishy]

Danke @lieberlong und @meinolf67 wußte ich nicht. Ich dachte einfach nur silizium ist ein halbleiter und damit hat sich´s.

Wenn nun deine these stimmt meinolf67, dann werden also in etwa module im umfang von 10GW in 2009 produziert werden.
Erscheint mir etwas viel auf den ersten blick, noch dazu wenn man die spaniengeschichte berücksichtigt.

Aber ich halte es für eine gute these, denn wenn der preis für die module auf grund des günstigeren siliziums entsprechend runter geht, wird auch die nachfrage steigen.

Die frage ist wo wird der modulpreis liegen, aber noch viel interessanter finde ich die frage, in welchen nationen wird wieviel verbaut werden.
10GW ist auf jedenfall eine gewaltige menge. Wer traut sich eine schätzung abzugeben wo und wieviel ?

[lieberlong]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.624.936 von a_bit_fishy am 20.02.09 22:24:48

10GW ist auf jedenfall eine gewaltige menge. Wer traut sich eine schätzung abzugeben wo und wieviel ?

An 10 GW glaube ich nicht! Imho wirds nicht mehr als 2008.

Spanien hat 2008 über 4 GW aufgesaugt und dieses Jahr werden vielleicht noch 300 MW (durch Überhänge) dazukommen. Das muss man sich mal auf der Zunge zergehen lassen!

70% der kleineren Chinesen, die bis Q3/08 aus dem Boden schossen, sind schon wieder Geschichte! Der Rest drosselt die Produktion und/oder kämpft ums überleben.

[SLGramann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.592.048 von meinolf67 am 17.02.09 10:36:00

Im Umkehrschluß würde ich bei Systempreisen von 2.500-3.000 auch einen Boom bei deutscher Freifläche erwarten.

Ja, das ist wohl zu befürchten. Daher lese ich ja jede Nachricht über Multimegawatt-Freiflächenprojekte in Deutschland mit tiefer Besorgnis.

Ich habe jetzt das Editorial von Frau Kreutzmann auch gelesen, das UWR hier diskutiert hat. Sie argumentiert letztlich wie Du auch - nur eben ohne konkete Untersetzung durch Zahlen.

Das erfordert aber ja wohl - um das deutlich auszusprechen - in Deinem Szenario eine Installationsleistung in Deutschland im Jahre 2009 von mindestens 7 GW und im Kreutzmann-Szenario von 12 GW. Da sei Gott - oder der Finanzminister - vor.

(Im ernst, das EEG wäre dann in Sachen PV wohl ziemlich tot. Es gibt selbst im Umweltministerium nur politische Rückendeckung bis 2 oder 3 GW. Richtig ist aber, dass die Politik nachhinkt - Entscheidungen können erst nach den Bundestagswahlen fallen, Inkrafttreten einer Novelle wäre kaum vor dem 01.03.2010 denkbar. Aber langfristig wäre es auf jeden Fall eine Katastrophe. Wenn ich hier "Diktator" wäre, würde ich sofort die Kapazität in Deutschland deckeln, aber nur für Freifläche.)

Was kann die Katastrophe bremsen? Ich denke, es wird die Kombination aus einer Verzögerung bei der Projektfinanzierung (dank der Finanzkrise) und einer Verzögerung bei den Anpassungen der Si-Preise sein.

Trotzdem ist Dein Szenario im Ganzen schlüssig und ein relativ massives Anspringen der Nachfrage in Deutschland wird kommen, wenn und sobald Module für deutlich unter 2 Euro angeboten werden sollten.

Viele Grüße!

PS: Die Systempreise für "Einfamilienhaus-Anlagen" scheinen sich derzeit in Deutschland irgendwo zwischen 3.300 und in der Spitze 4.000 Euro einzupendeln, wobei man viele Angebote im Bereich 3.800 Euro sieht. Damit sind keine Renditen drin, die das Kapital zum Amoklauf treiben - was aber nicht heißt, dass das nicht alles noch kommen kann.

[a_bit_fishy]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.625.086 von lieberlong am 20.02.09 22:59:37

An 10 GW glaube ich nicht! Imho wirds nicht mehr als 2008.

Postulieren wir mal, dass folgende these von meinolf67 stimmt.

Langer Rede kurzer Sinn: aus Sicht der SI-Hersteller machts es mehr Sinn, selbst zu 40$ zu verkaufen, um den Laden in Gang zu halten, als gar nichts zu tun.


In folge würden die modulpreise auf breiter front wahrscheinlich nicht über €2,- liegen, oder ?
Damit würden aber in vielen regionen der erde grid parity erreicht. Von den renditen die aufgrund der förderungen in manchen ländern dadurch entstehen würden ganz zu schweigen.
Das wiederum heißt im umkehrschluß, dass wiederum die SI preise nicht unbedingt bis 40$ fallen müssen um das material am markt positionieren zu können.
Auf alle fälle aber wäre also wirklich alleinig die produktionskapazität der SI hersteller die variable, die bestimmt wieviel leistung 2009 installiert wird.

Die annahme von Anne Kreutzmann mit 15GW ist hingegen dann auch insofern überzogen, da ja die SI-produzenten bei diesen preisen nicht unbedingt schauen werden, dass sie koste es was es wolle, überall das produktionsmaximum rausholen werden. Weiters ist anzunehmen, dass bei den neuen anlagen und den erweiterungen nicht der gleiche zeitdruck gemacht wird, solange die SI preise nicht wieder im bereich 2008 liegen.

[Memphis77]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.624.936 von a_bit_fishy am 20.02.09 22:24:48

10GW ist auf jedenfall eine gewaltige Menge.

Hallo a_bit_fishy

2002 wurden weltweit ca. 16.000 TWh Strom erzeugt. 2030 werden laut einer Studie der VGP Powertech (link)bereits über 30.000 TWh erzeugt.

Um die 16.000 TWh mittels PV zu erzeugen müsste man bei einem durchschnittlichen Ertrag von 1.200KWh/KWp insgesamt ca. 13.300 GW PV installieren.

Für den Endverbraucher kostete die jährlich erzeugte Strommenge im Jahr 2002 bei angenommenen 0.10 €/kwh 1.600 Mrd €. Bei einer Strompreiserhöhung von jährlich 3 % zahlen die Endverbraucher bei einer Zunahme des Strombedarfes von 2,5 % 2030 insgesamt 7.308,5 Mrd € für den Jahrsverbrauch. Zwischen 2002 und 2030 insgesamt 109.703 Mrd €. Nur 1 % dafür für die PV Branche und.....?

www.vgb.org/daten_stromerzeugung-dfid-14487.html

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.625.698 von SLGramann am 21.02.09 10:05:26

Hi SL,

ich gebe ja zu, daß mein Bauch zu meinem Szenario ja auch sagt, "kann nicht sein".

Aber ich kann es nicht oft genug wiederholen: "Wo ist letzlich der unterschied zu Spanien?" Nur der Preis.

Und ich habe Deutschland ja nur als einfaches Beispiel verwendet; die grundsätzlich gleichen Argumente gelten für die USA. Und da macht eine Installation welt-volkswirtschaftlich sicher mehr Sinn.

Oder Japan; oder...


Allerdings scheint mir mein Einwand 2) Investorenstreik vielleicht doch gewichtiger zu sein, als noch vor kurzem. In den Calls von REC, Suntech und bei PJ reden Sie alle davon, daß die Nachfrage da sei, aber die Finanzierungen eben nicht.


Und einen weiteren damit zusammenhängenden Effekt, habe ich in meiner Differentialbetrachtung Spanien08/Deutschland09 (oder XYZ-Land09) vergessen:

Geh' mal davon aus, daß die typische Finanzierung mit hohem FK und geringen Zinssätzen gelaufen ist; Cheap-money eben.

Heute dürften beide Größen in Richtung negativen Einflusses auf den IRR abweichen. Quantifizieren kann ich das schlecht, aber es kann durchaus sein, daß dann doch nochmal 10%/20%/??% Preisdruck hinzukommen.

[Istanbul]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.624.174 von peekey am 20.02.09 20:40:56

Module unter 2 EUR sehen wir 2009 nicht.

Nichts einfacher als das: Da brauchts nur entsprechende Siliziumpreise.

Es ist umgekehrt: Die Situation der letzten Jahre mit Siliziumpreisen über 40$ war nicht normal. Silizium ist doch geradezu das einfachste in beliebigen Mengen herzustellende Produkt überhaupt. Es sind lediglich Kapitalinvestitionen notwendig. Und übrigens auch hier nach einer Beruhigung nur die Hälfte der bisher notwendigen.

Der Siliziumpreis wird also bei Angebot > Nachfrage zwingend auf das alte Niveau zurückgehen.

LDK zitiert übrigens in seiner jüngsten Februar-Präsi Morgan Stanley mit Total Wafer Costs von 1 $/W in 2009 anstelle 2 $/Wp. Das allein reicht c.p. für Modulpreise unter 2 €/Wp. Und da ist der Margendruck in den anderen Wertschöpfungsketten (Ausstatter, Wafer, Zelle, Module) noch gar nicht drin.

[peekey]

Silizium ist doch geradezu das einfachste in beliebigen Mengen herzustellende Produkt überhaupt

wo hast du das denn her?
wenn du was über Siliziumprozesse erfahren willst, lies mal hier, sehr interessantes Research:
http://www.asensio.com/TIM/Veritas.pdf
schönes Zitat, Seite 5:

"Producing Polysilicon is no walk in the park"...

[peekey]

LDK zitiert übrigens in seiner jüngsten Februar-Präsi Morgan Stanley mit Total Wafer Costs von 1 $/W in 2009 anstelle 2 $/Wp

das ist eine sehr interessante Infos, ich habe in meinen Tabellen 0,30 USD/Watt Waferproduktionskosten drin stehen, Rest Siliziumkosten.

0,70 USD/Watt bei 6,5 Gramm/W entsprechen etwa 108 USD/Kg durchschnittliche Siliziumkosten. In Q3/2008 beliefen sich die Vorratsbestände bei LDK noch auf 280 USD/Kg.....

trotzdem wird LDK diese Wafer mit guter Marge verkaufen können, denn die Waferpreise kommen ja von über 2,20 USD! Modulpreise von unter 2 EUR sehe ich trotzdem NOCH nicht in 2009. Vielleicht 2,20 EUR/Watt für namhafte chinesische Hersteller.

der nächste Siliziumengpass kommt m.E sowieso, und zwar dann wenn die angesprochenen Modulpreise bei normaler Weltwirtschaftslage einen Nachfrageboom auslösen werden. Vielleicht in 2011 oder 2012.
Und UMG wird sich durchsetzen, denn auf der Basis von Polysilizium wird die PV-Industrie KEINE Massendurchdringung erleben. Und damit meine ich 15,20,25 GWp jedes Jahr.
Das heisst für mich auch, dass die Polypreise bald ihren Boden gefunden haben müssen. Poly kann gar nicht extrem billig werden. Aber selbst bei Preisen von 100 USD je Kg werden die Modulpreise dramatisch sinken.

Was in dieser Zeit der Unsicherheit meiner Meinung nach sicher ist, ist dass die PV-Industrie sehr, sehr groß werden wird...

[peekey]

Posting aus einem Yahoo-Board über REC-Zahlen. Kann es nicht verifizieren. Sind jedenfalls interessant.

Just reported. Suspecion of further funding needs knocked down stock 15%.

Poly quarterly production near 1800MT.

silicon quarterly pricing at 59 for solar grade, 70 for electrical grade (I suppose that's Euro, their silicon cost still at USD60).

Wafer pricing per MW (multi) - Euro 1.23 (slide down to Q409 at 1.17 Euro)
Mono ingot - Euro 0.49 (What's that? how you get wafer for mono?)
Cell price - Euro 1.91 slide toward Euro 1.66 (Q409)
Module price - Euro 2.63 slide toward 2.22 (Q409)

Outsourced silicon cost - $130-150/kg.

REC makes everything from silicon, wafer, cell to module.
Before FBR-based poly avails, silicon cost is still high.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.630.112 von peekey am 22.02.09 18:55:13

Also im Morning-Call war nichts von so konkreten Zahlen die Rede (es gab am Nachmnittag noch einen; den habe ich nicht gehört).

Es wurde zwar eine Modulpreistendenz von -15% für 2009 angegeben, ist aber schwer in einen Euro-Wert umzusetzen, da das Segmentergebnis auch Zellen umfaßt.

Die "funding-nneds" beziehen sich auf evtl. zu erweiternde Kreditlinien, da in NOK zugesagt, aber Invest in USD.

[Geebeeh]

China plant Wüsten-Solarkraftwerk auf 1 Million Qudratmeter

http://www.wallstreet-online.de/dyn/nachrichten/nachricht/26…

[Istanbul]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.626.692 von peekey am 21.02.09 15:59:12

Silizium ist doch geradezu das einfachste in beliebigen Mengen herzustellende Produkt überhaupt.

Okay, das war falsch ausgedrückt. Was ich meinte: Hierzu brauchts Si-Gase, kapitalintensive Technik und Strom. Alles in beliebigen Mengen ohne prinzipielle Kostengrenze herstellbar.

trotzdem wird LDK diese Wafer mit guter Marge verkaufen können, denn die Waferpreise kommen ja von über 2,20 USD!

Das war eine andere Welt. Jetzt gilt Angebot > Nachfrage.

Was in dieser Zeit der Unsicherheit meiner Meinung nach sicher ist, ist dass die PV-Industrie sehr, sehr groß werden wird...[/]

Das sehe ich auch so. Leider habe ich keinen Schimmer, wer von den jetzigen Playern dann noch übrig ist. Größe wird nicht das Kriterium fürs Überleben sein - analog den Banken.

[Istanbul]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.635.040 von Geebeeh am 23.02.09 16:52:31

Präziser ist die Digitimes.
1.75 CNY/kWh = 1.75/8,75 €/kWh = 20 C/kWh. Tja, geht jetzt ratz fatz.


China to set up first solar power plant in desert

Latest news
Nuying Huang, Taipei; Adam Hwang, DIGITIMES [Monday 23 February 2009]

The National Energy Administration (NEA) under China's National Development and Reform Commission will hold an open-bid competition on March 20, 2009 to select a project undertaker for constructing an on-grid solar power-generating station consisting of 10MWp (megawatt-peak) photovoltaic modules in Dunhuang of Gansu Province, northwestern China, the country's first solar power plant located in desert and the third solar power plant, according to the local media China News.

The solar power-generating station, occupying land area of one million square meters with total investment of an estimated 500 million yuan (US$73 million), will be capable of generating 16.37 million kilowatt-hours of electricity a year, the source pointed out. NEA will grant the project undertaker a franchise to operate the power plant for 25 years, the source indicated.

There will be 38 competitors at the open bid, consisting of a Germany-based company and a Denmark-based one as well as 36 China-based enterprises including China Power Investment Corporation, China Huaneng Group, Suntech Power and Yingli Green Energy, the sources indicated.

The China government in 2008 approved the construction of a solar power-generating station located on an offshore island in Shanghai and another located in Inner Mongolia, with a feed-in tariff rate of four yuan per kilowatt-hour for each, the source indicated. For this project, the China government will offer a feed-in tariff rate of below two yuan per kilowatt-hour, possibly as low as 1.7-1.8 yuan per klowatt-hour under intensive competition, the source pointed out. The large reduction in feed-in tariff is in response to largely decreased international prices of solar energy products since the fourth quarter of 2008, the source explained.

In addition to the three solar power projects across China, the government of Qinghai Province in western China will set up a 1GWp solar plant in a desert area and the government of Yunnan Province in southwestern China plans to build a 166MWp one in the vicinity of its capital city, the source indicated.

[meinolf67]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.635.304 von Istanbul am 23.02.09 17:16:32

Danke für die Quelle.

Allerdings wittere ich irgendwo einen Bug. Wenn man 73 Mio. $ investieren muß, um 16,4 Mio. kWh im Jahr zu produzieren, dann macht alleine die AfA bei 25 Jahren Lebensdauer (= 4% p.a.) schon 17,8c/kWh aus.

Da ist dann aber keine Kapital verzinst, die operating cost sind gleich null und Degradation gibt es auch nicht...

Wirklich interessant ist die Angabe zu den FiT's; habe ich noch nirgends gesehen.

Und 4 Yuan sind eine ganze Menge.

[Istanbul]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.635.885 von meinolf67 am 23.02.09 18:18:42

Ja, das wären 7,3 $/Wp. Ist halt die Frage, was die da wieder alles unter Investment verstehen und was davon der PV-Investor tragen muss.

10MWp -> 16,4 Mio kWh klingt jedenfalls plausibel in China.

In meiner Rechnung musses statt € übrigens $ heißen, also:
1.75 CNY/kWh = 1.75/8,75 $/kWh = 20 c/kWh

Aber ich denke, auf die 1.70-1.80 CNY kann man sich verlassen und bei den angegebenen 1.640 kWh/kWp/a also 328 $/kWp/a Umsatz.

[meinolf67]

Hier mal was Altes zu SI-Preisen, um den Wahnsinn der letzten 3 Jahre in Perspektive zu setzen:


(05/20/2005 11:32 AM EDT)

SAN JOSE, Calif. — Prices for polycrystalline materials have jumped by approximately 25 percent in recent days amid ongoing and severe shortages in the marketplace. The troubling supply and pricing trends for these materials could hamper the overall growth rates in the semiconductor and solar cell industries, according to analysts.

Leading polycrystalline or polysilicon vendors — ASiMI, Hemlock, MEMC, Mitsubishi Materials and Wacker — cannot keep up with huge OEM demand and are reportedly sold out of these materials for the next two to three years, according to industry sources. Polysilicon, a material that consists of multiple small crystals, is used to make silicon wafers, solar cells and other products.

Demand is enormous, especially for solar cells. Over the last several years, photovoltaics have shown 40 percent annual market growth in terms of solar modules, according to a recent presentation by the European Photovoltaic Industry Association.

"Increasingly, the growth in demand for polysilicon from the photovoltaic market or solar cell market is straining the ability of polysilicon producers to meet demand," warned Paul Leming, an analyst with Princeton Tech Research (Princeton Junction, N.J.), in a report.

"It is becoming increasingly likely that raw materials for the production of silicon wafers — polycrystalline or polysilicon — is going to be in very short supply in 2006 and 2007," Leming said. "As semiconductor industry volumes return to the peak levels seen in the summer of 2004 — by late this year or early next year — it appears likely that polysilicon will become a limiting factor in the supply of wafers to the semiconductor industry."

Vendors are increasing their respective polysilicon production, but "incremental capacity" will not be added at least until late 2007 or early 2008, he added.

What's more, pricing for polysilicon materials has climbed from $32 per kilogram in December of 2004, to $60 per kilogram in April of 2005 and most recently to $80 per kilogram, according to Ted Parmigiani, an analyst with Lehman Brothers (New York). "Polysilicon pricing is up 150 percent during past six months, driven by limited near-term capacity growth and burgeoning solar-grade silicon demand," he said in a new report.

Poly mania

Prices quoted by Lehman Brothers are "spot prices" — not "contract prices" — for polysilicon, observed Gary Homan, vice president of marketing and sales for Hemlock Semiconductor Corp. (Hemlock, Mich.), the world's largest supplier of the materials. Hemlock is a joint venture between Dow Corning of the United States and Shin-Etsu Handotai Co. Ltd. and Mitsubishi Materials Corp. of Japan.

Contract prices for polysilicon are approximately $55 per kilogram right now, up from the upper $30 range a year ago, Homan said. "The impact has been felt over the last six months," he said.

And vendors cannot keep up with huge demand. "We're sold out for the next two to three years," he said. "We're all pretty much sold out."

Hemlock produces 7,000 tons of polysilicon materials at its production facilities, but the company is planning to add more capacity to meet demand. In doing so, the company hopes to produce 10,000 tons by 2006, he said.

Others are also responding to the shortages. In February Japan's Komatsu Ltd. signed a letter of intent to sell 75 percent of its U.S. materials subsidiary, Advanced Silicon Materials LLC (ASiMI) (Silver Bow, Mt.), to Norway's Renewable Energy Corp. AS (REC).

As part of the plan, REC plans to shift ASiMI's focus from polycrystalline materials for silicon wafers to solar applications. ASiMI's facilities are located in Butte, Mt.

In April, Germany's Wacker-Chemie GmbH (Munich) said it is expanding its polysilicon production within its plant Burghausen by another 2,500 metric tons per year. With last year's expansion activities already underway, Wacker's annual production capacity will grow from 5,000 metric tons of polysilicon right now, to up to 9,000 metric tons by 2007.

The company is investing about 200 million euros ($250.9 million) in this expansion and expects to create around 100 new jobs at its Burghausen site, said Peter-Alexander Wacker, chief executive of Wacker, a supplier of chemical products, silicon wafers and polysilicon.

"The dynamically growing solar market is leading to notable bottlenecks for photovoltaics and electronics manufacturers," he said in a recent statement. "Last year, the global solar silicon market grew by over 50 percent and market experts forecast that demand growth will average 25 percent in the medium term."

It has also developed what is claims is a novel process for granular polysilicon. Based on the fluidized-bed technique — in which trichlorosilane is the raw material — an industrial-scale process is being tested using two pilot reactors, according to the company. Granular silicon is ideal for continuous crystallization processes, the company said.

Another silicon wafer maker, MEMC Electronic Materials, Inc. (St. Peters, Mo.), also "produces polysilicon and is 90 percent self sufficient; not all silicon wafer producers are entirely shelf sufficient," Leming of Princeton Tech Research said.

"Contrary to the jokes that are routinely made about semiconductors being 'etched on sand,' the purity levels required by semiconductor manufacturers make the production of polysilicon a relatively complicated, capital intensive process," Leming said.

[meinolf67]

Ein Beispiel zum neuen Selbstverbrauchertarif:


Solarstrom selbst verbrauchen lohnt sich

(pressebox) Biel, 24.02.2009, Raphael van Hövell gehört zu den ersten Anlagenbetreibern in Deutschland, die ihre Solarstromanlage mit dem neuen Selbstverbrauchertarif des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) finanzieren. Die Bundesregierung hat die neue Vergütungsart mit der EEG-Novelle am 1. Januar diesen Jahres für Solarstromanlagen bis 30 Kilowatt Leistung eingeführt. Für jede selbst genutzte Kilowattstunde erhalten Anlagenbetreiber 20 Jahre lang 25,01 Cent. Zusätzlich sparen sie die Kosten für den Haushaltsstrom ein.

Um seine Mastställe im Kreis Borken zu beleuchten, zu lüften und die 1.200 Schweine zu füttern braucht van Hövell im Jahr rund 30.000 Kilowattstunden Energie. Seit Anfang Februar produziert er sie mit seiner 29,4-Kilowatt-Anlage selbst. Bereits bei den heutigen Strompreisen erhöht sich van Hövells Gesamtgewinn in 20 Jahren um rund 10.000 Euro, weil er seinen Solarstrom nicht ins Netz einspeist, sondern selbst verbraucht. Steigen die Strompreise, was zu erwarten ist, fällt der Gewinn noch höher aus. Derzeit kostet Haushaltsstrom circa 20 Cent pro Kilowattstunde, zusammen mit dem Zusatztarif ergibt das 45,01 Cent - zwei Cent mehr, als es bei der Netzeinspeisung der Fall wäre. Über 20 Jahre summiert sich das zu einem Mehrgewinn in Höhe von 10.000 Euro.

"Technisch ist die Installation dieser Solarstromanlagen völlig unproblematisch", erläutert Hans-Thomas Fritzsche, Geschäftsführer von Sputniks deutscher Tochterfirma Sputnik Engineering GmbH. In van Hövells Solaranlage wurden sechs SolarMax-Strangwechselrichter von Sputnik Engineering installiert. "Man muss lediglich einen zusätzlichen Zähler einbauen, der die im Haushalt verbrauchte Menge Solarstrom erfasst. Die neue Regelung ist nicht nur für Landwirte, sondern auch für Einfamilienhausbesitzer eine wunderschöne Sache. Man produziert Strom, wenn er am teuersten ist und kauft ihn abends zum Nebentarif ein. Außerdem ist man unabhängig von Strompreiserhöhungen der Energieversorger", so Fritzsche.

Solaranlagenbetreiber, die ihren Strom ins Netz einspeisen, werden steuerrechtlich als Unternehmer behandelt. Sie erhalten also die 19 Prozent Umsatzsteuer, die auf die Investitionskosten entrichtet werden, vom Finanzamt zurück. Für die Selbstnutzung war diese Frage bislang ungeklärt. Jetzt hat das Bundesumweltministerium zu diesem Thema Stellung genommen. "Die Nutzung des Direktverbrauchs wirkt sich nicht auf die Einstufung eines Anlagenbetreibers als Unternehmer im Sinne des Umsatzsteuergesetzes aus", so das Ministerium in einem Hintergrunddokument, und "führt in der Regel zu keiner finanziellen Verschlechterung für Anlagenbetreiber, die für die Einspeisung Umsatzsteuer abführen und von der Möglichkeit des Vorsteuerabzugs Gebrauch machen."

[lieberlong]

24.02.2009 21:39
UPDATE 2-PG&E sets big solar program, will own generation

LOS ANGELES, Feb 24 (Reuters) - California utility Pacific Gas and Electric Co (News) on Tuesday said it would develop up to 500 megawatts (MW) of photovoltaic solar power projects over the next five years, up to half of which it will own directly.

The unit of PG&E Corp said it will pay $1.4 billion to own up to 250 MW of solar generation, its first direct investment in renewable generation in more than a decade. The program will add about 32 cents a month to the average residential utility bill, the company added.

Photovoltaic solar panels transform the sun's light into electricity.

The program is part of PG&E's effort to comply with a state mandate that requires utilities to produce 20 percent of their power from renewables such as wind and solar by 2010.

'This program represents an unprecedented commitment of our capital and expertise to speed the delivery of clean, renewable energy to our customers,' PG&E Chief Executive Peter Darbee said in a statement.

The announcement from PG&E comes as the credit crisis has dried up funding for renewable energy projects. Utilities, however, have been one bright spot for solar projects because, effective late last year, they can now claim a 30-percent tax credit for building solar installations.

PG&E's move comes just a day after power plant owner NRG Energy stepped into the solar arena for the first time with a deal to invest $10 million in solar thermal start-up eSolar Inc and create up to 500 MW of solar power in the U.S. Southwest.

The 250 MW of the PG&E's program that the utility will not own will be built and owned by independent developers. Most of the projects will be between one and 20 MW, PG&E said, mounted on the ground or rooftops in northern and central California.

Overall, the project will generate enough emissions-free electricity to power about 150,000 homes, PG&E said.

(Reporting by Nichola Groom) Keywords: PG&E SOLAR/

([e-mail]; [phone]; Reuters Messaging: [e-mail])


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[SLGramann]

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[UWR_Kerl]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.647.110 von SLGramann am 25.02.09 07:48:09

Cheers!

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.642.179 von meinolf67 am 24.02.09 14:31:01

Reuters, Wednesday February 25 2009
* CEO expects polysilicon prices to fall by a third in H2
* Aims for 10 percent Japan solar market in 2009

By Mayumi Negishi
TOKYO, Feb 25 (Reuters) - The chairman of China's Suntech Power Holdings, the world's No.3 maker of solar cells, said on Wednesday he expects polysilicon prices to fall by a third to below $100 per kg in the second half of 2009.

Lower materials prices would ease costs for Suntech and rivals such as Germany's Q-Cells and Japan's Sharp Corp, aiding margins dented by slowing demand in the once-hot sector. But it could hurt revenues at silicon makers such as Hemlock Semiconductor Corp and Germany's Wacker, which are ramping up capacity, as well as Japan's Tokuyama Corp, which supplies Suntech.Prices will likely fall to about $50 to $60 per kg in the next two years, from a little under $150 now, said Zhengrong Shi, the founder and CEO of Suntech Power Holdings Co.

"Silicon makers will still make profit," Shi said on the sidelines of PV Expo, a conference featuring technology to convert sunlight into electricity. "Solar is our industry. It's up to all of us as a group to make grid parity happen." Shi and other makers of solar power systems hope to see solar power wean itself off subsidies, once the price of electricity extracted from the sun equals the price of electricity on the grid.

EXPANSION HOPES

As demand slowed at the end of 2008, Suntech laid off 10 percent of its workforce of 8,000 and put on hold a plan to expand capacity by 40 percent to 1.4 gigawatts in 2009. Suntech still hopes to expand in Japan, which is expected to adopt new legislation that would require power companies to pay households more for unused solar-generated power.

Suntech aims to take 10 percent of Japan's annual domestic market this year -- for sales of about 40 to 50 megawatts of solar power capacity -- helped by the distribution network of its 2006 acquisition, Japanese solar module maker MSK.
The Japanese market is now dominated by Sharp, Sanyo Electric Co and Kyocera Corp.

"Japan may be one of the first countries to achieve grid parity. We believe the market will grow," said Shi.
The Japanese government aims to boost solar power capacity by 10 times in 15 years to 2020 and cut greenhouse gas emissions. Japanese manufacturers once made over 50 percent of the world's solar cells, but lost their market share lead in 2007 after they failed to procure enough silicon and the Japanese government scrapped subsidies for household solar power, which have since be reinstituted.

(Reporting by Mayumi Negishi; Editing by Hans Peters) Printable version larger | smaller Business

http://www.guardian.co.uk/business/feedarticle/8374694

[meinolf67]

http://www.greentechmedia.com/articles/cigs-predictions-bino…

CIGS Predictions, Binomial Distributions and Market Implications
Amid a recession, global credit crunch and the transition to a demand-constrained world, 2009 promises to be an interesting year for CIGS, writes GTM Research Senior Analyst Shyam Mehta.
by: Shyam Mehta
Bullet Arrow February 23, 2009
Shyam Mehta, Senior Analyst, GTM Research
GTM Research
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Our just published report, PV Technologies, Production and Costs, 2009 Forecast predicts an installed capacity of 3+ gigawatts by the end of 2012. This may seem quite aggressive for a technology offering that remains largely unproven. While it's a valid concern, we're sticking with our numbers for now, and here's a brief summary of the logic driving our estimates:

1. Far from taking CIGS manufacturers at their word, our estimates are derated versions of company-announced figures, sometimes by as much as 80 percent – meaning that to a large extent, our supply estimates already incorporate the possibility of delays and technology/throughput issues. Our final capacity/production estimates, therefore, while seeming extremely aggressive, are actually the result of a conservative modeling methodology.

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[lieberlong]

Japanese Gov't Mulls Buyout Program for Solar Electricity

2 26, 2009 19:35
Tetsuo Nozawa, Nikkei Electronics

Japan's Ministry of Economy, Trade and Industry (METI) is considering obliging electric power suppliers to buy electric power generated by photovoltaic (PV) systems at a high price of slightly less than ¥50 (approx US$0.51) per 1kWh.

Minister Toshihiro Nikai announced it at a press conference Feb 24, 2009.

METI has not yet determined the details, but the buy-out program in review is basically the same as the "feed-in tariffs (FIT)" spreading primarily in Europe in the sense that the increased cost incurred by power suppliers is compensated for by an increase in electricity prices.

METI is planning to submit a draft law during the current Diet session and implement the buy-out program as early as in 2010.

Also, it will continue to provide subsidies for residential PV system installations at least until the end of fiscal 2010, until which a budget has already been allocated for the subsidies. Therefore, the earlier a PV system is installed, the more benefit it will provide.

The initial purchasing price is expected be about ¥48/kWh, roughly double the current price of electricity. Power suppliers will be obliged to buy electricity generated from PV systems for about 10 years.


Paying off in 10 years?

If a PV system with a maximum output of 4kW is installed, it will generate about 4,200kWh every year (calculated with an operating ratio of 0.12). And if a power supplier purchases it all at ¥48/kWh, the annual payment will be about ¥200,000.

Using the subsidy program, a household receives ¥70,000 per a maximum output of 1kW when purchasing a PV system. In other words, the government will cover more than 10% of the price of a PV system. A 4kW system that costs ¥600,000/kW can be installed with about ¥2.1 million yen.

Combined with the buy-out program, the payoff period, which is currently 20 years or longer, will be halved. In reality, however, it will be longer than 10 years because the purchasing price will possibly decline every year and a certain amount of generated electricity will be used in homes.

Tetsuo Nozawa, Nikkei Electronics

http://techon.nikkeibp.co.jp/english/NEWS_EN/20090226/166364…