Niedawno poinformowano, że rząd Kazachstanu podpisał umowę o wartości 50 miliardów dolarów z europejską grupą energii odnawialnej Svevind na budowę jednego z pięciu największych na świecie zakładów produkujących zielony wodór w regionie Mangsto. Kancelaria Prezydenta Kassym-Jomart Tokayev Ogłoszona 27 października. Hyrasia będzie oddzielać wodór od wody za pomocą energii elektrycznej wytwarzanej przez panele słoneczne i turbiny wiatrowe. Jego celem jest rozpoczęcie produkcji do 2030 r. i 2 mln ton rocznie do 2032 r. Odpowiada to jednej piątej unijnego celu importu zielonego wodoru do 2030 r. – chociaż transport gazu z Kazachstanu do Europy będzie musiał stawić czoła wyzwaniom logistycznym. Wolfgang Kropp, dyrektor generalny Svevind Energy Group, która ma siedzibę w Szwecji i jest drugą po największej w Europie lądowej farmie wiatrowej, powiedział, że warunki meteorologiczne i baza umiejętności w zachodnim Kazachstanie były idealne dla projektu. Działa w Niemczech. „Obwód Mangystau w Kazachstanie oferuje bardzo korzystne zasoby naturalne. Warunki wiatrowe są bardzo stabilne i silne, porównywalne z przybrzeżnymi parkami wiatrowymi w pobliżu wybrzeża, promieniowanie słoneczne jest tak silne jak w południowej Europie, rozległe obszary stepowe nie są szeroko wykorzystywane i słabo zaludnione. ” powiedział Eurasia.com w e-mailu. „Ze względu na swoje doświadczenie jako eksporter ropy i gazu, Kazachstan posiada dużą wiedzę specjalistyczną, która przyczyni się do realizacji Hyrasia One”. Koszty produkcji są również konkurencyjne, powiedział Kropp. Hyrasia One, spółka zależna Svevind, wyjaśniła w oświadczeniu, że projekt będzie wykorzystywał elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne o mocy około 40 gigawatów i generował około 120 megawatogodzin energii odnawialnej rocznie. Energia ta będzie zasilać 20-gigawatowy park przemysłowy w pobliżu portu Kuryk na wybrzeżu Morza Mangstori, który będzie wytwarzał wodór poprzez elektrolizę wody. Podczas spalania wodoru uwalniana jest tylko para wodna. Firma zauważyła, że ​​projekt może „dostarczać wodór na skalę przemysłową”. Hyrasia One mogłaby być "obecnym filarem wspierającym rynek wodoru w Europie, samym Kazachstanie i krajach azjatyckich". W odpowiedzi na zapytania przesłane pocztą elektroniczną firma poinformowała, że ​​nie podjęła jeszcze decyzji w sprawie miejsca docelowego i trasy eksportu. Transport rurociągowy jest najbardziej opłacalny, ale istniejące rurociągi gazu ziemnego muszą zostać ponownie wykorzystane, w przeciwnym razie wodór zostanie zmieszany z gazem ziemnym. Transport koleją lub statkiem jest już możliwy. Kurczące się Morze Kaspijskie będzie źródłem wody do produkcji wodoru. Hyrasia One nie może określić, ile wody potrzebuje, ale będzie utrzymywać „pobór wody na jak najniższym poziomie”, ponieważ ocean „musi być używany w sposób zrównoważony, aby chronić środowisko”. Zakład stworzy 3500 miejsc pracy podczas budowy i 1800 stałych miejsc pracy. Firma zapewni początkowe finansowanie i poszukuje długote...

Według badań Rystad Energy koszty eksploatacji elektrowni gazowych w Europie będą w najbliższych latach 10-krotnie wyższe niż koszty budowy nowych projektów fotowoltaicznych. Wysokie ceny gazu, wyzwania rynkowe i spadające koszty energii odnawialnej sugerują, że w perspektywie średnio- i długoterminowej głównym źródłem energii elektrycznej w Europie nie będzie już gaz, podała firma badawcza. Jego badania opierają się na porównaniu uśrednionego kosztu energii elektrycznej (LCOE) gazu ziemnego do fotowoltaiki słonecznej i wiatru. Badanie pokazuje, że gaz będzie miał trudności z utrzymaniem konkurencyjności w europejskim krajobrazie elektroenergetycznym, nawet jeśli ceny gazu ziemnego spadną z ostatnich nienormalnych szczytów. Rystad Energy twierdzi, że wysokie ceny gazu, wyzwania rynkowe i spadające koszty energii odnawialnej sugerują, że gaz nie będzie już głównym źródłem energii elektrycznej w Europie Ceny gazu ziemnego wzrosły ze średniej ceny 46 euro/MWh (45,8 USD/MWh) w 2021 r. do 134 EUR/MWh (134 USD/MWh) w 2022 r., co oznacza wzrost o 189%. Mimo to produkcja energii gazowej wzrosła o 4% w ciągu pierwszych siedmiu miesięcy roku, częściowo ze względu na spadek produkcji jądrowej i wodnej o 100 TWh w 2022 roku. dostawa do 2023 roku. Jednak w przyszłym roku nastąpi powrót elektrowni jądrowych. EDF ma nadzieję przywrócić do eksploatacji 30 GW mocy po przestoju z powodu remontu, oprócz ponad 50 GW projektów fotowoltaicznych i wiatrowych w rurociągu. Oczekuje się, że ceny gazu ziemnego ustabilizują się, a LCOE wyniosą około 150 EUR/MWh dla istniejących elektrowni do 2030 r. i około jednej trzeciej ceny dla nowych projektów fotowoltaicznych, co sprawi, że energia słoneczna stanie się najdroższa w większości części świata. Stan niedrogiego sposobu wytwarzania energii elektrycznej. Carlos Diaz Torres, szef władzy w Rystad Energy, powiedział: „Gaz będzie przez jakiś czas nadal odgrywał ważną rolę w miksie energetycznym Europy, ale jeśli nie nastąpi fundamentalna zmiana, same wyniki gospodarcze i kwestie klimatyczne przechylą szalę. na rzecz odnawialnych źródeł energii.” Kraje europejskie przyspieszają rozwój projektów energii odnawialnej w świetle ostatnich podwyżek cen i rynku próbującego dostosować się do utraty rosyjskiego gazu. W rzeczywistości, według prognoz, po rosyjskiej inwazji na Ukrainę nastąpi „znaczny” wzrost rozwoju fotowoltaiki w Europie. Rystad przewiduje, że w przypadku zmiany przeznaczenia środków przeznaczonych na utrzymanie energetyki gazowej można by zbudować ponad 100 GW mocy w OZE, a 333 GW mocy do 2028 r., gdyby dostępne były środki pierwotnie przeznaczone na energetykę gazową. Tak duża moc wystarcza do wytworzenia 663 TWh energii elektrycznej. Prognozy opierają się na ponownym wykorzystaniu środków pierwotnie planowanych na gaz ziemny i opierają się na prognozie Rystad Energy, że do 2050 r. zostanie zainstalowanych ponad 2 TW energii słonecznej i wiatrowej oraz 520 GW baterii projektowych na dużą skalę. Rystad powiedział, że ga...

Ministerstwo Przemysłu i Handlu Wietnamu (MIOT) ma na celu otwarcie wietnamskiego rynku energii elektrycznej na dwustronne umowy zakupu energii (PPA) poprzez program pilotażowy, który po raz pierwszy umożliwi wytwórcom energii odnawialnej bezpośrednią sprzedaż do prywatnych odbiorców w ramach wirtualnego lub oferty syntetyczne Sprzedaj energię elektryczną. Zgodnie z obowiązującymi przepisami państwowa spółka energetyczna Vietnam Electricity (EVN) ma monopol na przesył, dystrybucję, sprzedaż hurtową i detaliczną energii elektrycznej i jest jedynym nabywcą na rynku. Moritz Sticher, starszy konsultant w berlińskiej firmie konsultingowej Apricum, powiedział magazynowi pv, że program jeszcze się nie rozpoczął i że „nie ma jeszcze ustalonej daty”. Plan, który pierwotnie miał się odbyć między 2022 a 2024 r., ma teraz nastąpić w pierwszym kwartale 2023 r. Formalne planowanie po programie pilotażowym powinno rozpocząć się w 2025 r. Rząd opracował kilka projektów aktów prawnych od 2020 r., a kilka poprawek opóźniał plan. W styczniu zmieniono strukturę taryf dla programu. „Odbiorcy będą teraz kupować po cenach detalicznych, a nie po cenach rynkowych plus opłaty PPA” – powiedział Sticher. Krajowe przedsiębiorstwo Genco nadal będzie płacić EVN po stawkach hurtowych. Kupujący i wytwórca zawrą również kontrakt terminowy CFD na przyszłe cykle handlowe. „Mechanizm ten zapewnia teraz inwestorom stałą cenę energii elektrycznej i naraża na ryzyko wahań cen tych, którzy przechodzą do trybu offline. Dla odbiorców zmiana ceny energii elektrycznej z hurtowej na detaliczną oznacza, że ​​EVN ma ok. 2% udziału, więc zwrot po stronie inwestora jest nieco mniejszy (przy założeniu, że odbiorca będzie celował w tę samą łączną taryfę) i atrakcyjność dla odbiorcy ze względu na zmiany ryzyka taryfowego – wyjaśnił Sticher Say. Oczekujący program PPA utrudnił rozwój projektów na skalę użyteczności publicznej w Wietnamie, który według Stichera „nie jest zainteresowany szybkim zwiększaniem mocy słonecznej na dużą skalę”. Uważa się, że do tej sytuacji przyczyniła się również ciągła niepewność co do celów w zakresie energii odnawialnej, bieżące problemy związane z ograniczeniami oraz projekty opóźnione w poprzednich rundach taryf gwarantowanych. Według danych zawartych w nowym raporcie Apricum „Solar in ASEAN Region”, Wietnam ma obecnie około 18,47 GW zainstalowanej mocy słonecznej. National Electricity Development Plan Seven obniżył cel energii słonecznej do 13,6 GW na skalę komunalną i 3,4 GW energii słonecznej na dachach do 2045 roku. Morska i lądowa energia wiatrowa zrekompensuje zmniejszenie produkcji energii słonecznej, a także importu energii elektrycznej z Laosu, powiedział Apricum. W Laosie sektor komercyjny i przemysłowy (C&I) rozwija się, a całkowita moc zainstalowana ma osiągnąć 10 792 MW do końca 2022 r., zgodnie z centralnym schematem Apricum. Większość projektów C&I jest finansowana przez niezależnych producentów energii (IPP)....

11 firm na krótkiej liście! Otwarcie przetargu w ramach ramowego systemu magazynowania energii China Energy Construction o mocy 2,25 GWh! 25 października firma Energy China China Electric Power Engineering Co., Ltd. otworzyła ofertę na scentralizowane zamówienie systemu magazynowania energii! Łączna skala zamówień obu pakietów ofert wynosi 2,25 GWh, a przetargi wygrało łącznie 11 firm! Rozumie się, że ten projekt zamówienia obejmuje zakup integratorów systemów magazynowania energii od 2022 do 2023 r. na potrzeby projektu integracji inwestycji, budowy i eksploatacji China Energy China Power Engineering Consulting Group Co., Ltd. Licytacja jest podzielona na dwie sekcje przetargowe, z czego pierwszą sekcją przetargową jest system magazynowania energii 1C, skala zamówień wynosi 150MW/150MWh. Część 2 to system magazynowania energii o temperaturze 0,5C ze skalą zamówień 1050MW/2100MWh, w tym 850MW/1700MWh w Guangxi i 200MW/400MWh w Yunnan. Zgodnie z wynikami przetargu ogłoszonymi przez China Energy Construction, Kehua Data, Xuji Electric, Zhiguang Energy Storage, Hyperstron, Zhongtian Technology i Sungrow zostały pomyślnie wybrane do pierwszej sekcji przetargowej. Wśród nich najniższe notowanie miało Zhiguang Energy Storage, około 1,72 juana/Wh, notowania Xuji Electric i Haibostron są zbliżone do około 1,89 juana/Wh. W drugiej sekcji licytacji wybrano Xinyuan Intelligent Storage, BYD, Singularity Energy, Pinggao Group, Linyang Yiwei Energy Storage, Sunshine Power, Zhongtian Technology i Zhiguang Energy Storage. Wśród nich Linyang Yiwei Energy Storage ma najniższe notowanie na poziomie 1,40 juana/Wh, a najwyższe notowanie to Sungrow 1,55 juana/Wh. Widać, że Sungrow, Zhongtian Technology i Zhiguang Energy Storage znalazły się na krótkiej liście do dwóch ofert jednocześnie, a z perspektywy notowań to Sungrow mógł wygrać najwięcej ofert. Źródło: Sieć magazynowania energii Polaris

19 października Komisja Rozwoju i Reform Prowincji Fujian ogłosiła ogłoszenie o liście projektów pilotażowych dla scentralizowanych elektrowni fotowoltaicznych w 2022 roku. Wśród nich jest 16 projektów pilotażowych dla scentralizowanych elektrowni fotowoltaicznych o łącznej skali 1772 MW. W obwieszczeniu wskazano, że co do zasady wszystkie projekty pilotażowe powinny zostać zakończone i oddane do użytku do końca 2023 r., a jednocześnie elektrochemiczne magazyny energii stanowiące nie mniej niż 10% skali projektu (o czasie trwania nie mniej niż 2 godziny) zostaną zbudowane i uruchomione jednocześnie zgodnie z obietnicą. Jeżeli magazyny energii nie zostaną ukończone i oddane do użytku w tym samym czasie, co projekt pilotażowy, zgodnie z wymaganiami, wymagania budowlane zostaną zwiększone do nie mniej niż 15% skali projektu (czas trwania nie może być krótszy niż 4 godziny) . Z punktu widzenia właścicieli projektów skala projektów pozyskanych przez CECEP to 300W, skala projektów pozyskanych przez Datang i China Guangdong Nuclear Power to odpowiednio 294MW i 200MW, skale uzyskane przez China Three Gorges Corporation, China Energy Group i Huaneng ma odpowiednio 180 MW, 130 MW i 118 MW. Skala projektów przejętych przez Power, Huadian i China Resources to wszystkie 100 MW, a CNNC to 50 MW. Źródło: Polaris Solar PV Network

CEA: Globalna zdolność produkcyjna polikrzemu osiągnie do końca 2023 r. 536 GW , znacznie przewyższając zainstalowaną moc fotowoltaiczną Kilka dni temu Stowarzyszenie Czystej Energii (CEA), firma doradztwa technicznego w zakresie dostaw energii słonecznej i magazynowania energii, opublikowało raport dotyczący branży fotowoltaicznej. W raporcie wskazano, że do końca 2022 r. światowe moce produkcyjne polikrzemu mają sięgnąć 295 GW, a do końca 2023 r. 536 GW. Znacznie więcej niż pojemność słoneczna, co może wskazywać, że niedobór materiału krzemowego ma się zmniejszyć. Z drugiej strony, wzrost pojemności modułów zwalnia, podczas gdy wielu producentów zwiększa pojemność ogniw, aby sprostać trendom technologicznym dla ogniw TOPCon i HJT typu N. CEA podał, że w drugim kwartale moce produkcyjne wlewków krzemowych wzrosły o prawie 30 GW, ale moce produkcyjne wafli krzemowych nieznacznie spadły; po stronie baterii dane 17 dostawców baterii w raporcie wykazały, że moce produkcyjne ogniw słonecznych wzrosły o 22% w drugim kwartale do 47 GW, Łącznie osiągnęła 262 GW; Produkcja modułów fotowoltaicznych osiągnęła w drugim kwartale 324 GW, a CEA spodziewa się, że liczba ta wzrośnie o 20% do 400 GW do końca roku. Tylko 7 dostawców objętych raportem CEA to pionowo zintegrowane przedsiębiorstwa upstream i downstream, a większość pozostałych dostawców to głównie niezależne ogniwa w łańcuchu branżowym. „Wraz ze zwiększonym wyborem typów płytek, większość dostawców ma niewielką potrzebę ekspansji w górę”, zauważył CEA, przy czym dostawcy pracują nad optymalizacją standardowych płytek 210 mm (G12) i 182 mm (M10), z „182 mm Plus” (182P). ) w celu dalszego zmniejszenia „pustej przestrzeni” spowodowanej przerwą między ogniwami w celu uzyskania dodatkowej mocy do 5 W. „Zmniejszony 210 mm” (210R), który zmniejsza szerokość wafla w celu dostosowania do dachowych aplikacji fotowoltaicznych kosztem mocy wyjściowej, oczekuje się wprowadzenia nowych rozmiarów modułów na rynek energii słonecznej do zastosowań mieszkaniowych. Wielu analityków przewiduje, że zainstalowana moc fotowoltaiczna w Chinach przekroczy w tym roku 100 GW. CEA spodziewa się jednak, że chińskie instalacje fotowoltaiczne nieznacznie spadną w 2022 r., ponieważ wysokie ceny w łańcuchu przemysłu fotowoltaicznego wpływają na projekty na skalę użytkową. Firma poinformowała, że ​​wiele projektów zostało opóźnionych, ponieważ nie były w stanie osiągnąć oczekiwanych zysków. CEA zauważył również, że większość łańcucha dostaw polikrzemu znajduje się w Chinach, przy 11 GW mocy polikrzemu poza Chinami, 42 GW mocy ogniw i 50 GW mocy modułów, które mają wzrosnąć do 23 GW i 73 GW, odpowiednio do końca 2023 r. i 74 GW. Źródło: magazyn pv, SOLARZOOM

Brazylijskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki Solarnej (ABSolar), powołując się na dane krajowego regulatora energii Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), poinformowało, że Brazylia miała pod koniec września ponad 20 GW zainstalowanej mocy słonecznej. Brazylia posiada 6525 MW elektrowni słonecznych na skalę przemysłową i 13 579 MW rozproszonych elektrowni fotowoltaicznych, z których wszystkie działają w ramach krajowego systemu opomiarowania netto. Deweloperzy fotowoltaiki na skalę użytkową mogą do końca roku dodać kolejne 1760 MW mocy, powiedział ANEEL. Większość z nich (ok. 1,6 GW) zostanie zbudowana poza rynkiem regulowanym poprzez umowy o zakup energii. Łączna moc fotowoltaiczna Brazylii osiągnie do końca tego roku 24 928 MW, podał ABSolar. Ale aby to osiągnąć, deweloperzy muszą dodać 3,5 GW rozproszonej mocy fotowoltaicznej do końca grudnia.

Włoska Rada Ministrów zezwoliła na budowę ośmiu projektów energii odnawialnej o łącznej mocy 314 MW, w celu dalszego uproszczenia rozwoju instalacji na dużą skalę i zmniejszenia zależności od importu gazu ziemnego w nadchodzących latach. Te zatwierdzone projekty nie wymagają dodatkowych ocen oddziaływania na środowisko. Obejmują one pięć projektów wiatrowych o wielkości od 31,3 MW do 73,2 MW w Apulii i południowej Basilicacie; projekt agro-PV o mocy 60 MW w Apulii oraz dwa projekty geotermalne o mocy 5 MW każdy w Toskanii. Źródło: magazyn pv

27 września firma Jolywood wydała „We wrześniu ogłoszenie cenowe Jolywood N-Type TOPCon Cell Pricing”. Konkretne notowania są następujące: Monokrystaliczne ogniwa TOPCon typu N, 140μm dwustronne 182 ogniwa po cenie 1,44 juana/W; monokrystaliczne ogniwa TOPCon typu N, dwustronne 210 ogniw 140μm są wyceniane na 1,45 juana/W. Źródło: Nagłówki fotowoltaiczne

Niemcy znoszą podatek od fotowoltaiki dla gospodarstw domowych w celu stymulowania pojemności magazynów fotowoltaicznych Wiadomości 20 września, według doniesień zagranicznych mediów, niemiecki rząd uchwalił ustawę podatkową na 2022 r., znosząc podatek dochodowy od fotowoltaiki domowej (zakres zastosowania obejmuje domy jednorodzinne poniżej 30 kW i domy i mieszkania wielorodzinne poniżej 15kW), a także gospodarstwa domowe i fotowoltaika. VAT od systemów fotowoltaicznych w budynkach użyteczności publicznej. Ponadto we wniosku proponuje się również obniżenie podatku od wartości dodanej od transportu gazu ziemnego. Powyższe regulacje będą wdrażane od początku 2023 roku. Pobudzając domowe optyczne pamięci masowe, rośnie popyt na rynku Po zniesieniu podatku dochodowego i podatku VAT poprawi się ekonomika fotowoltaiki na dachach. Od 2023 r. Niemcy zwolnią podatek dochodowy i odpowiadający mu podatek od wartości dodanej od kwalifikowanych fotowoltaiki na dachach. Ogólna stawka podatku dochodowego wynosi 14%-15%. Po anulowaniu, gospodarka ulegnie poprawie, stymulując szybki rozwój fotowoltaiki na dachach Niemiec i magazynowania energii. Ponadto wyeliminowanie podatku również upraszcza proces, eliminując uciążliwy proces ubiegania się o odliczenia podatkowe. Ceny energii elektrycznej w Niemczech mogą wzrosnąć w IV kwartale, co będzie stymulować przydomowe instalacje solarne. W 2021 r. cena energii elektrycznej dla mieszkańców Niemiec wyniesie 0,32 euro/kWh i wzrośnie do 0,37 euro/kWh w pierwszej połowie 2022 r. Ze względu na wpływ niedoborów energii oczekuje się, że ceny energii elektrycznej dla mieszkańców Niemiec pozostaną wysokie w IV kwartał 2022 i 2023 r., co znacznie pobudzi zapotrzebowanie na moc zainstalowaną. Jako największy na świecie rynek domowych magazynów energii, niemieckie domowe magazyny energii słonecznej mają ogromny potencjał wzrostu. Według prognozy analityka z New Energy Research Center of TrendForce nowo zainstalowana moc wyniesie 12 GW w 2023 r. Od stycznia do lipca 2022 r. nowo zainstalowana moc w Niemczech wynosi około 3,7 GW, co oznacza wzrost rok do roku 15,6%. W odpowiedzi na kryzys energetyczny Niemcy dokonały szeregu korekt w swoim planowaniu energetycznym. Do 2030 r. udział wytwarzania energii odnawialnej zostanie zwiększony z 65% do 80%. Oprócz Niemiec, europejski rynek fotowoltaiczny utrzymał wysoki poziom dobrobytu po konflikcie geopolitycznym i kryzysie energetycznym, a zdolność przetargowa fotowoltaiki, energetyki wiatrowej i innych projektów została znacznie zwiększona. Przewiduje się, że do 2023 r. zapotrzebowanie na moc zainstalowaną w Europie będzie dalej uwalniane, a zapotrzebowanie na moc nowo zainstalowane wyniesie 73 GW. W tym kontekście przewiduje się, że eksport produktów fotowoltaicznych z mojego kraju zapoczątkuje większy wzrost. europejski rynek fotowoltaiczny utrzymał wysoki poziom dobrobytu po konflikcie geopolitycznym i kryzysie energetycznym, a zdolność przetargowa fotowoltaiki, energii wiatrowej i in...