Αύξηση 42% στα καθαρά κέρδη της Τέρνα Ενεργειακής στο εννεάμηνο

Σημαντική αύξηση παρουσίασαν οι πωλήσεις και τα κέρδη της ΤΕΡΝΑ Ενεργειακής στο εννεάμηνο, ενώ η εγκατεστημένη ισχύς της εταιρείας αγγίζει πλέον σχεδόν τα 500 MW, μετά από την ολοκλήρωση αιολικού πάρκου 10 MW στη Πολωνία. Η ΤΕΡΝΑ διαθέτει επίσης έργα συνολικής ισχύος 250 MW στο στάδιο του σχεδιασμού ή της κατασκευής.
Σύμφωνα με τις οικονομικές καταστάσεις της 30/09/2012, καταρτισμένες με βάση τα Διεθνή Πρότυπα Χρηματοοικονομικής Αναφοράς, τα αποτελέσματα εννεαμήνου 2012 της ΤΕΡΝΑ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ διαμορφώνονται ως εξής:
Οι ενοποιημένες πωλήσεις ανήλθαν σε 88,4 εκατ. ευρώ, έναντι 46,6 εκατ. ευρώ το εννεάμηνο του 2011, αυξημένες κατά 89,6% κυρίως λόγω της αύξησης των εσόδων από την ενεργειακή δραστηριότητα της εταιρείας, συνεπεία της μεγαλύτερης εγκατεστημένης ισχύος, σε σχέση με την προηγούμενη χρονιά, στην Ελλάδα και το εξωτερικό. Συγκεκριμένα, τα έσοδα από τον τομέα της ενέργειας ανήλθαν σε 55,5 εκατ. ευρώ έναντι 29,7 εκατ. ευρώ το εννεάμηνο του 2011, αυξημένα κατά 86,6%.

Οι πωλήσεις του κατασκευαστικού τομέα της εταιρείας προς τρίτους διαμορφώθηκαν στα 32,9 εκατ. ευρώ έναντι 16,8 εκατ. ευρώ το αντίστοιχο διάστημα του 2011, αυξημένες κατά 94,8%.
Η συνολική λειτουργική κερδοφορία προ αποσβέσεων, τόκων, φόρων και επενδυτικών αποτελεσμάτων (EBITDA) ανήλθε σε 40,4 εκατ. ευρώ, έναντι 19,5 εκατ. ευρώ το περυσινό διάστημα, αυξημένη κατά 107%. Τα συνολικά λειτουργικά κέρδη προ φόρων και τόκων (ΕΒΙΤ) διαμορφώθηκαν σε 27,5 εκατ. ευρώ έναντι 12,9 εκατ. ευρώ αυξημένα κατά 112%. Αντίστοιχα, τα κέρδη προ φόρων ανήλθαν στα 16,6 εκατ. ευρώ έναντι 12,2 εκατ. ευρώ το εννεάμηνο του 2011, αυξημένα κατά 35,9%.Τα καθαρά κέρδη μετά από τα δικαιώματα μειοψηφίας, διαμορφώθηκαν στα 12,3 εκατ. ευρώ, έναντι 8,6 εκατ. ευρώ το περυσινό διάστημα, αυξημένα κατά 42%.
Οι επενδύσεις του Ομίλου το εννεάμηνο του 2012 ανήλθαν σε 180,2 εκατ. ευρώ, καθώς το επενδυτικό πρόγραμμα στις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας συνεχίζεται.
Οι ταμειακές ροές από λειτουργικές δραστηριότητες προ μεταβολών του κεφαλαίου κίνησης ανήλθαν σε 40,6 εκατ. ευρώ έναντι 19,4 εκατ. ευρώ την προηγούμενη περίοδο, ενώ η καθαρή δανειακή θέση του Ομίλου (ταμειακά διαθέσιμα μείον τραπεζικός δανεισμός) διαμορφώθηκε στα 308,2 εκατ. ευρώ.
Η συνολική εγκατεστημένη ισχύς του Ομίλου ανέρχεται σε 498 MW, καθώς πρόσφατα ολοκληρώθηκε η εγκατάσταση ενός επιπλέον αιολικού πάρκου της εταιρείας στην Πολωνία, ισχύος 10 MW, ενώ αποκτήθηκαν οι άδειες και ξεκινάει η κατασκευή επιπλέον 8 MW στην ίδια χώρα. Ταυτόχρονα, ο Όμιλος διαθέτει υπό κατασκευή ή έτοιμες προς κατασκευή εγκαταστάσεις ΑΠΕ ισχύος 250,5 MW, στην Ελλάδα και στο εξωτερικό.
Συνολικά, η εταιρεία λειτουργεί, κατασκευάζει ή έχει πλήρως αδειοδοτήσει 749 MW εγκαταστάσεων ΑΠΕ, στην Ευρώπη και την Αμερική. Επιπλέον, η εταιρεία διαθέτει άδειες παραγωγής για επιπλέον 1.660 MW αιολικών πάρκων, και για 783 MW υδροηλεκτρικών έργων.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64330

Αυξημένες πωλήσεις και κέρδη για την Quest Energy

Στήριξη στα αποτελέσματα εννεαμήνου της Quest Συμμετοχών παρείχε η θυγατρική της στον κλάδο της ενέργειας. Η Quest Energy, που ανήκει κατά 55% στον όμιλο, μέσω της θυγατρικής της, Quest Solar, παρουσίασε πωλήσεις 4,05 εκατ. ευρώ, από 3,1 εκατ. ευρώ πέρυσι και κέρδη μετά από φόρους 1,36 εκατ. ευρώ, από 1,31 εκατ. ευρώ.

Για το σύνολο του ενεργειακού τομέα, η Quest Energy παρουσίασε πωλήσεις 4,2 εκατ. ευρώ, από 3,2 εκατ. ευρώ και κέρδη 169 χιλ. ευρώ, έναντι ζημιών 166 χιλ. ευρώ πέρυσι το ίδιο διάστημα.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64349

Η ενεργειακή στρατηγική της Βρετανίας είναι επικίνδυνη και ξεπερασμένη

του Dieter Helm, καθηγητή ενεργειακής πολιτικής στην Οξφόρδη

 

Μετά από 12 χρόνια επιθεωρήσεων, εκθέσεων και νομοθεσίας, η βρετανική κυβέρνηση ενέκρινε τελικά μια δέσμη μέτρων για την αναδιαμόρφωση της ενεργειακής πολιτικής. Δυστυχώς, το ενεργειακό νομοσχέδιο δεν είναι πολύ σαφές και μέσα στην μακρά αυτή περίοδο επώασης, οι παγκόσμιες αγορές άλλαξαν ραγδαία.
Στην καρδιά του νομοσχεδίου βρίσκεται η ιδέα ότι η κυβέρνηση θα πρέπει να αναθέτει άμεσα συμβόλαια για τους νέους ηλεκτροπαραγωγικούς σταθμούς, συμφωνώντας εκ των προτέρων μια συγκεκριμένη τιμή ηλεκτρισμού. Τα συμβόλαια καθ’ εαυτά δεν είναι μια κακή ιδέα. Η Βρετανία χρειάζεται επενδύσεις περισσότερες από αυτές που θα υλοποιούσε η αγορά από μόνη της. Ιδίως τα κεφάλαια που χρειάζονται από την πρώτη ημέρα για πυρηνικούς σταθμούς απαιτούν πολιτική δέσμευση. Αλλά υπάρχει μεγάλη διαφορά ανάμεσα στην δημοπράτηση συμβολαίων και τον καθορισμό τους από τους πολιτικούς.

Μόλις επιλέξει η κυβέρνηση τους νικητές, έχει σημασία ο κάθε τομέας. Ο Εντ Ντέιβι, υπουργός Ενέργειας, έρχεται οπλισμένος με εξηγήσεις. Προβλέπει ότι στο μέλλον θα υπάρχουν ευμετάβλητες τιμές φυσικού αερίου, οι οποίες θα αυξάνονται διαρκώς. Και ο κ. Ντέιβι πιστεύει ότι οι επιλεγμένες τεχνολογίες θα προστατεύσουν την Βρετανία έναντι στο ενδεχόμενο αυτό.
Εδώ και μια δεκαετία, οι τιμές του αερίου αυξάνονται. Αλλά είναι ένα πράγμα το να ξέρεις το παρελθόν και άλλο το να ξέρεις το μέλλον. Ενώ οι φορείς και οι υπουργοί επεξεργάζονται το ένα ενεργειακό σχέδιο μετά το άλλο, ο κόσμος γύρω τους άλλαξε. Η ιδέα του Peak oil αποδείχτηκε λανθασμένη. Σημειώθηκε μια επανάσταση στις τεχνολογίες των ορυκτών καυσίμων. Με το σχιστολιθικό αέριο και πετρέλαιο, η Βόρειος Αμερική κινείται ταχύτατα προς την ενεργειακή ανεξαρτησία και η διαφορά στην τιμή του αερίου ανάμεσα στις ΗΠΑ και την Ευρώπη είναι πλέον τόσο μεγάλη που υποβαθμίζει την ανταγωνιστικότητα στη Γηραιά Ήπειρο και οδηγεί σε επαναβιομηχανοποίηση στην άλλη πλευρά του Ατλαντικού. Ο σχιστολιθικός θησαυρός των ΗΠΑ θα επηρεάσει εν τέλει και τις διεθνείς τιμές, όπως και τις βρετανικές.
Αν λοιπόν αυτό το κομμάτι της ιδέας δεν ισχύει, τότε μπορεί να πει κανείς ότι η κυβέρνηση κάνει κάτι για την κλιματική αλλαγή. Μια γρήγορα ματιά, όμως, δυστυχώς φανερώνει ότι οι σημερινές ΑΠΕ δεν κάνουν διαφορά για την παγκόσμια θέρμανση, ούτε και μπορούν. Ιδίως τα αιολικά έχουν χαμηλή πυκνότητα και διακοπτόμενη παροχή. Οι μελλοντικές ΑΠΕ ίσως καλύψουν αυτό το κενό, όχι όμως οι σημερινές.
Προτού αποφασίσει η κυβέρνηση σε ποιες τεχνολογίες θα προσφέρει συμβόλαια, θα ήταν σοφό να σκεφτούμε τι θα συμβεί αν ο υπουργός κάνει λάθος. Οι μονάδες ηλεκτροπαραγωγής διαρκούν πολύ καιρό, το οποίο σημαίνει ότι θα υποφέρουμε τα όποια λάθη επί μακρόν. Ας υποθέσουμε ότι το μέλλον δεν θα είναι αυτό που λένε οι οπαδοί του Peak oil, οι οπαδοί των ΑΠΕ και ο υπουργός. Ας υποθέσουμε ότι οι τιμές των ορυκτών καυσίμων θα υποχωρήσουν και ότι η Βρετανία θα είναι αφοσιωμένη στις ακριβές ΑΠΕ.
Οι εκπομπές άνθρακα της χώρας όντως θα υποχωρήσουν: Η αποβιομηχανοποίηση που θα συντελεστεί ως αποτέλεσμα της ακριβής ενέργειας είναι ένας βέβαιος δρόμος προς αυτή την κατεύθυνση. Αλλά αυτό θα ήταν ένα άσκοπο δώρο, που θα αντισταθμιστέι από τις εισαγωγές προϊόντων έντασης άνθρακα, όπως ήδη συμβαίνει. Η ενεργειακή ζήτηση επίσης θα μειωθεί, όχι λόγω του προγράμματος Green Deal που προτείνει ο κ. Ντέιβι για τις κατοικίες, αλλά λόγω των υψηλότερων τιμών. Η μείωση των εκπομπών περιορίζοντας τις βιομηχανίες υψηλής ενεργειακής έντασης και μειώνοντας τα εισοδήματα των νοικοκυριών δεν είναι ένας ελκυστικός δρόμος για την απανθρακοποίηση.
Ακόμα δεν είναι πολύ αργά για να αποφύγουμε τις χειρότερες πλευρές αυτής της στάσης. Ο υπουργός έχει υποσχεθεί να δημοπρατήσει τα συμβόλαια όταν οι πράσινες τεχνολογίες «ωριμάσουν». Προς αυτή την κατεύθυνση, υποσχέθηκε να ενισχύσει τον ανταγωνισμό. Υπάρχει αρκετός χρόνος για διορθώσεις στο νομοσχέδιο και θα υπάρξουν περισσότερες νομοθετικές πρωτοβουλίες στα επόμενα χρόνια.

Το μόνο που χρειάζεται να κάνει η κυβέρνηση είναι να βεβαιώσει πως θα υπάρχουν αρκετά συμβόλαια για να παράγουν αρκετό ηλεκτρισμό και ότι υπάρχουν μηχανισμοί στην αγορά για την απανθρακοποίηση. Δεν χρειάζεται να ασχοληθεί με την επιλογή των νικητών και με τη διαπραγμάτευση των τιμών. Μόλις αρχίσει να κάνει αυτά τα πράγματα, τότε θα είναι δύσκολο να σταματήσει. Αξίζει να θυμηθούμε ότι μπορεί η κυβέρνηση να αρέσκεται στο να επιλέγει νικητές, αλλά οι χαμένοι αρέσκονται στο να επιλέγουν κυβερνήσεις. Οι λομπίστες τους ήδη εργάζονται πυρετωδώς.
Ο υπουργός ίσως να έχει δίκιο, ίσως να έχει άδικο. Το μέλλον ίσως να είναι όπως προβλέπει και να είμαστε όλοι ευγνώμονες που σωθήκαμε από τις υψηλές τιμές του πετρελαίου και του αερίου. Αν όμως αποδειχτεί λάθος, τότε θα είμαστε υπεύθυνοι για ένα σοβαρό πλήγμα στην ανταγωνιστικότητα της Βρετανίας, ενώ ταυτόχρονα δεν θα έχουμε συμβάλει στην καταπολέμηση της κλιματικής αλλαγής και θα θέσουμε σε κίνδυνο την ενεργειακή ασφάλεια της χώρας. Αυτή θα ήταν μια κακή κληρονομιά.

(από τους Financial Times, 29/11/2012)

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64352

Φωτοβολταϊκά 18 KW σε δημοτικό σχολείο στο Περιστέρι

Την οικονομική του ανεξαρτησία, εν μέσω μιας εξαιρετικά δύσκολης συγκυρίας, έχει κατορθώσει να εξασφαλίσει το 2ο δημοτικό σχολείο Περιστερίου, εκμεταλλευόμενο την πράσινη ενέργεια του ήλιου. Εδώ και 3 περίπου χρόνια έχουν εγκατασταθεί στην ταράτσα του κτιρίου 180 πάνελ φωτοβολταϊκών ισχύος 18 κιλοβάτ, τα οποία μπορούν να παράγουν έως και 5.500 κιλοβάτ ενέργειας τον μήνα. Το σχολείο πουλά το ρεύμα του στη ΔΕΗ, με αποτέλεσμα να εξασφαλίζει 10.000 ευρώ τον χρόνο, από τα οποία καλύπτει τουλάχιστον τα 2/3 των αναγκών του.
«Ενα δωδεκαθέσιο σχολείο σαν το δικό μας έχει συνολικά ετήσια έξοδα 15.000 ευρώ», επισημαίνει ο διευθυντής του σχολείου Δημήτρης Μπουραντάς. «Από τα έσοδα που έχουμε από την εκμετάλλευση των φωτοβολταϊκών πάνελ καταφέρνουμε να πληρώνουμε το φυσικό αέριο που χρειαζόμαστε για τη θέρμανση των τάξεων».

Πρότυπο

Παρόλο που όλο και περισσότερες σχολικές μονάδες αντιμετωπίζουν σοβαρά προβλήματα λόγω της αδυναμίας τους να καλύψουν το συνεχώς αυξανόμενο κόστος της αγοράς πετρελαίου θέρμανσης, το 2ο δημοτικό Περιστερίου είναι το μοναδικό που προνόησε για τις δύσκολες ημέρες. Το Περιστέρι έχει 50 σχολεία πρωτοβάθμιας εκπαίδευσης, όμως κανένα δεν φαίνεται να έχει «μάθει» από το παράδειγμα του 2ου δημοτικού. Ο Δ. Μπουραντάς, ωστόσο, ελπίζει ότι αργά ή γρήγορα και τα υπόλοιπα σχολεία θα αναγκαστούν να κινητοποιηθούν και να προχωρήσουν στην τοποθέτηση φωτοβολταϊκών στην ταράτσα τους. «Υπάρχει περιορισμένο ακόμα ενδιαφέρον από την εκπαιδευτική κοινότητα, όμως χρειάζεται διορατικότητα και βούληση και από τις δημοτικές Αρχές, ώστε να αναζητήσουν εναλλακτικές λύσεις για την έλλειψη χρημάτων στα σχολεία».

Περιβαλλοντική εκπαίδευση

«Το σχολείο είναι εν πολλοίς ανεξάρτητο από επιδοτήσεις», τονίζει με ικανοποίηση ο πρόεδρος του Συλλόγου Γονέων και Κηδεμόνων Φάνης Παπαθανασίου. «Αν δεν είχε γίνει η εγκατάσταση των φωτοβολταϊκών, ίσως να επιβαρυνόταν η εκπαίδευση και να υπήρχαν ελλείψεις», προσθέτει. Αλλωστε, η επιχορήγηση του δήμου μόλις που ξεπερνά τα 5.000 ευρώ ετησίως, σε δύο δόσεις. «Αν δεν είχαμε τα φωτοβολταϊκά δεν θα μπορούσαμε να τα βγάλουμε πέρα», συμφωνεί και ο Δ. Μπουραντάς.
Ο Φάνης Παπαθανασίου έχει δύο παιδιά, τα οποία πηγαίνουν στο 2ο δημοτικό σχολείο Περιστερίου. Θεωρεί την εγκατάσταση των φωτοβολταϊκών σημαντική και στο πλαίσιο της περιβαλλοντικής εκπαίδευσης, όμως εκτιμά ότι τα παιδιά δεν κατανοούν άμεσα τα οφέλη της, καθώς δεν έχουν τη δυνατότητα να τα δουν από κοντά. Ο διευθυντής του σχολείου, από την πλευρά του, εξηγεί ότι μια επίσκεψη στην ταράτσα του σχολείου είναι επικίνδυνη επειδή δεν υπάρχει αρκετά υψηλό προστατευτικό κιγκλίδωμα. «Τα παιδιά έχουν δει την εγκατάσταση από την πόρτα της ταράτσας και έχουν ενημερωθεί για τα οφέλη των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στην αίθουσα. Ενας δάσκαλος, μάλιστα, πρότεινε η επόμενη εκδρομή της τάξης του να γίνει στο αιολικό πάρκο Λαυρίου!».
Το σχολείο, δυστυχώς, προς το παρόν, δεν έχει τη δυνατότητα να εκμεταλλεύεται το ίδιο την ενέργεια που παράγει. Παρόλο που στον μετρητή της ΔΕΗ υπάρχει και η επιλογή «Σχολείο», η εγκατάσταση μπαταριών για τη χρήση του ρεύματος που παράγεται είναι εξαιρετικά κοστοβόρα και τελικά αποτρεπτική για ένα δημόσιο σχολείο.

(από real.gr)

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64328

Σε εμπορική λειτουργία και η μονάδα αρ. 4 στον ηλεκτροπαραγωγό σταθμό Βασιλικού

Σύμφωνα με χθεσινή ανακοίνωση της ΑΗΚ, από την Παρασκευή 16 Νοεμβρίου 2012, είναι διαθέσιμος για εμπορική λειτουργία και ο αεριοστρόβιλος αρ. 42 της Μονάδας αρ. 4, ισχύος 75MW, στον Ηλεκτροπαραγωγό Σταθμό Βασιλικού αφού έχουν συμπληρωθεί oι εργασίες αποκατάστασης, καθώς και όλες οι απαιτούμενες δοκιμές.

Οι εργασίες αποκατάστασης του δεύτερου αεριοστρόβιλου και του ατμοστρόβιλου βρίσκονται σε προχωρημένο στάδιο και ολόκληρη η Μονάδα αρ. 4 σε συνδυασμένο κύκλο αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία πριν το τέλος του χρόνου.

Με την πλήρη αποκατάσταση της Μονάδας αρ. 4 θα προστεθούν ακόμα 220MW στο δυναμικό παραγωγής της ΑΗΚ.

Οι εργασίες αποκατάστασης των Μονάδων αρ. 1, 2 και 3 συνεχίζονται με εντατικούς ρυθμούς και αναμένεται ότι θα είναι διαθέσιμες για εμπορική λειτουργία πριν το καλοκαίρι του 2013.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64334

Θετική εικόνα για την Ελλάκτωρ στο εννεάμηνο με την στήριξη του τομεά αιολικών

Σε 869,95 εκατ. ευρώ έναντι 967,64 εκατ. ευρώ πέρυσι διαμορφώθηκε στο εννεάμηνο ο τζίρος της Ελλάκτωρ, σημειώνοντας μείωση 10,10%.Παρόλα αυτά, τα καθαρά κέρδη σημείωσαν αύξηση στα 9 εκατ. ευρώ, έναντι ζημιών 36 εκατ. ευρώ το προηγούμενο έτος. Στην εικόνα αυτή συνέβαλλαν τα αιολικά πάρκα, τα οποία απέδωσαν καθαρά κέρδη 4,5 εκατ. ευρώ, αυξημένα κατά 62,5%.

Πιο αναλυτικά, τα αποτελέσματα εννεαμήνου της Ελλάκτωρ έχουν ως εξής:
Τα ενοποιημένα κέρδη προ φόρων, χρηματοδοτικών, επενδυτικών αποτελεσμάτων (EBIT) ανήλθαν για την περίοδο 1.1.2012 έως 30.9.2012 σε 96,12 εκατ. ευρώ έναντι 36,47 εκατ. ευρώ για την αντίστοιχη περίοδο του 2011 αυξημένα κατά 163,54%. Τα ενοποιημένα κέρδη προ φόρων, χρηματοδοτικών, επενδυτικών αποτελεσμάτων και αποσβέσεων (EBITDA) ανήλθαν σε 171,49 εκατ. ευρώ έναντι 116,28 εκατ. ευρώ για την αντίστοιχη περίοδο του 2011 αυξημένα κατά 47,48%.

Τέλος, τακέρδη μετά από φόρους και δικαιώματα μειοψηφίας, ανήλθαν σε 9,02 εκατ. ευρώ έναντι ζημιών 36,23 εκατ. ευρώ πέρυσι.

Τα ενοποιημένα κέρδη μετά από φόρους ανά μετοχή ανήλθαν στα επίπεδα των 0,0523 ευρώ έναντι ζημιών 0,2101 ευρώ για το αντίστοιχο διάστημα του 2011.

Ειδικότερα:

O κατασκευαστικός κλάδος του Ομίλου (κατασκευή και λατομεία) για το 9μηνο του 2012, παρουσίασε κύκλο εργασιών 608,66 εκατ. ευρώ έναντι 687,98 εκατ. ευρώ για το αντίστοιχο διάστημα του 2011, σημειώνοντας μείωση κατά 11,53%. Τα αποτελέσματα εκμετάλλευσης της κατασκευής ανήλθαν σε κέρδη 16,37 εκατ. ευρώ έναντι ζημιών 52,68 εκατ. ευρώ για την αντίστοιχη περίοδο του 2011.
Τα αποτελέσματα μετά από φόρους διαμορφώθηκαν σε ζημίες 2,96 εκατ. ευρώ έναντι ζημιών 65,97 εκατ. ευρώ. Το ανεκτέλεστο υπόλοιπο της κατασκευαστικής δραστηριότητας του Ομίλου παραμένει υψηλό και ανέρχεται σε 2,9 δις ευρώ.

Ο κλάδος των Παραχωρήσεων είχε στο 9μηνο του 2012 ενοποιημένα έσοδα 179,68 εκατ. ευρώ έναντι 205,96 εκατ. ευρώ μειωμένα κατά 12,76%, λειτουργικά κέρδη 56,22 εκατ. ευρώ έναντι 67,45 εκατ. ευρώ, μείωση 16,64% και καθαρά κέρδη μετά από φόρους 30,61 εκατ. ευρώ έναντι 33,52 εκατ. ευρώ μειωμένα κατά 8,66%.

Στον κλάδο του Περιβάλλοντος, ο κύκλος εργασιών διαμορφώθηκε για το 9μηνο του 2012 σε 53,13 εκατ. ευρώ έναντι 54,20 εκατ. ευρώ μειωμένος κατά 1,98%, τα αποτελέσματα εκμετάλλευσης στα 15,04 εκατ. ευρώ έναντι 16,52 εκατ. ευρώ μειωμένα κατά 8,98% και τα καθαρά κέρδη μετά από φόρους στα 11,16 εκατ. ευρώ έναντι 12,04 εκατ. ευρώ μειωμένα κατά 7,27%.

Ο κλάδος των Αιολικών Πάρκων παρουσίασε για το 9μηνο του 2012 ενοποιημένα έσοδα 22,89 εκατ. ευρώ έναντι 16,70 εκατ. ευρώ αυξημένα κατά 37,07%, αποτελέσματα εκμετάλλευσης 13,11 εκατ. ευρώ έναντι 8,04 εκατ. ευρώ, αύξηση 63,06% και καθαρά κέρδη μετά από φόρους 4,55 εκατ. ευρώ έναντι 2,80 εκατ. ευρώ, αύξηση 62,53%.

Ο κλάδος της Ανάπτυξης Ακινήτων παρουσίασε το 9μηνο του 2012 ενοποιημένα έσοδα της τάξης των 4,48 εκατ. ευρώ έναντι 1,70 εκατ. ευρώ την αντίστοιχη περυσινή περίοδο αυξημένα κατά 163,09%, αποτελέσματα εκμετάλλευσης (ζημίες) 0,14 εκατ. ευρώ έναντι ζημιών 1,11 εκατ. ευρώ και ζημίες μετά από φόρους 2,19 εκατ. ευρώ έναντι ζημιών 2,41 εκατ. ευρώ.

Σε επίπεδο μητρικής εταιρείας δεν υπήρξαν πωλήσεις για το 9μηνο του 2012,ενώ για την αντίστοιχη περίοδο του 2011 ήταν 0,25 εκατ. ευρώ. Τα αποτελέσματα προ φόρων, χρηματοδοτικών, επενδυτικών αποτελεσμάτων και αποσβέσεων διαμορφώθηκαν σε ζημίες 0,17 εκατ. ευρώ, τα προ φόρων σε ζημίες 11,80 εκατ. ευρώ και τα μετά από φόρους σε ζημίες 11,88 εκατ. ευρώ.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64322

Hitachi και Mitsubishi ενώνουν τις δυνάμεις τους στον ενεργειακό εξοπλισμό

Σε συμφωνία για τη συγχώνευση των επιχειρήσεων εξοπλισμού θερμικής ενέργειας προχώρησαν οι ιαπωνικές Hitachi και Mitsubishi Heavy. Στόχος της συγχώνευσης είναι οι δύο εταιρίες να μπορέσουν να ανταγωνιστούν με την General Electric και την Siemens, σε μια περίοδο που η ζήτηση για εξοπλισμό παραγωγής ηλεκτρισμού καταγράφει σημαντική αύξηση στην Ασία.

Η ανακοίνωση της συμφωνίας οδήγησε σε εκτόξευση των μετοχών των δύο βιομηχανικών κολοσσών της Ιαπωνίας.

http://www.energypress.gr/news/Hitachi-kai-Mitsubishi-enwnoyn-tis-dynameis-toy-ston-energeiako-exoplismo

Ernst & Young: Στις κορυφαίες αγορές ΑΠΕ η Ρουμανία

Κορυφαίο προορισμό για επενδύσεις σε Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας, και κυρίως στα αιολικά, θεωρούν οι επενδυτές τη Ρουμανία, κατατάσσοντας τη χώρα 13η ανάμεσα σε 40 χώρες όσον αφορά τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και 10η όσον αφορά την αιολική ενέργεια, σύμφωνα με τους τελευταίους Δείκτες Ελκυστικότητας Ανανεώσιμης Ενέργειας από την εταιρεία Ernst & Young (E&Y).

Σύμφωνα μάλιστα με την E&Y, η Ρουμανία, η οποία έχει ήδη καθιερωθεί ως μια από τις πλέον αναδυόμενες αγορές ΑΠΕ στην Ανατολική Ευρώπη, μπορεί να επωφεληθεί από την εισροή των Βούλγαρων επενδυτών, που φεύγουν από τη χώρα τους λόγω των περικοπών στις επιδοτήσεις, σύμφωνα με την E&Y.

http://www.energypress.gr/news/Ernst-Young:-Stis-koryfaies-agores-APE-h-Roymania

Διαπίστωση σοκ του ΛΑΓΗΕ: Παρά τα μέτρα το έλλειμμα διπλασιάζεται το 2014

Όχι μόνο δεν περιορίζεται αλλά διπλασιάζεται το έλλειμμα του λογαριασμού των ΑΠΕ μέχρι το Δεκέμβριο του 2014, διαπιστώνει εισήγηση- σοκ του ΛΑΓΗΕ προς το ΥΠΕΚΑ σύμφωνα με την οποία προκύπτει ανάγκη για υπερδιπλασσιασμό του τέλους ΕΤΜΕΑΡ. Στην εισήγηση δεν αμφισβητείται το οικονομικό αποτέλεσμα των μέτρων που ελήφθησαν, ωστόσο επί της ουσίας ο λειτουργός αυξάνει σημαντικά την πρόβλεψή του για τη διείσδυση των φωτοβολταϊκών, με αποτέλεσμα – όπως υποστηρίζει – να καθίστανται ανεδαφικές οι εκτιμήσεις για μηδενισμό του ελλείμματος το 2014. Αν και η εισήγηση δεν προβαίνει σε πρόταση, παρά μόνο κάνει μια εκτίμηση για την εξέλιξη του ελλείμματος, ο μοναδικός τρόπος σύμφωνα με στελέχη του λειτουργού, για να υπάρξει πραγματική εξάλειψη του ελλείμματος είναι η εκτίναξη και ο υπερδιπλασσιασμός του τέλους ΕΤΜΕΑΡ (ΑΠΕ)

Παράμετροι

Η διαπίστωση του ΛΑΓΗΕ έχει βαρύνουσα σημασία καθώς γίνεται μετά τη λήψη των τελευταίων μέτρων, συνυπολογίζεται δηλαδή η έκτακτη εισφορά επί του τζίρου, το πάγωμα των αδειοδοτήσεων, η μείωση των ταριφών και επαγγελματικά και στέγες αλλά και τα επιπλέον έσοδα (ΕΡΤ, Ρύποι).
Για τους υπολογισμούς του ο λειτουργός της αγοράς εκτός από τα επιπλέον έσοδα από τα μέτρα λαμβάνει υπόψη τις εκκαθαρίσεις για το πεντάμηνο του έτους, ενώ προβαίνει στη βάσιμη εκτίμηση ότι τα φωτοβολταϊκά θα ξεπεράσουν σε ισχύ τα αιολικά (1740MW).
Ο ΛΑΓΗΕ εκτιμά επιπρόσθετα ότι στο τέλος του 2013 τα φβ θα φτάσουν τα 2400MW και το 2014 τα 2550MW καλύπτοντας τους στόχους, ενώ τα αιολικά θα είναι 1900MW στο τέλος του 2013 και 2200MW στο τέλος του 2014.

Έλλειμμα

Σύμφωνα λοιπόν με την εκτίμηση του ΛΑΓΗΕ το συνολικό έλλειμμα του λειτουργού στο τέλος του έτους θα είναι 340 εκατ. ευρώ έναντι πρόβλεψης τον Ιούνιο για 400 εκατ. ευρώ, ενώ τον Ιούνιο του 2013 θα είναι 560 εκατ. έναντι πρόβλεψης τον Ιούνιο για 750 εκατ. ευρώ. Τέλος το Δεκέμβριο του 2013, με  τα νέα μέτρα το έλλειμμα θα περιοριστεί – εκτιμά ο Λειτουργός – στα 600 εκατ. ευρώ έναντι 980 εκατ. ευρώ πρόβλεψης πριν από πέντε μήνες.
Μόνο η εισφορά εκτιμάται ότι θα μειώσει έλλειμμα κατά 114 εκατ. ευρώ το 2012 φτάνοντας πάνω από τα 600 εκατ. ευρώ τον Ιούνιο του 2014.

Κόστος

Η διαφορά που διαπιστώνεται εξαιτίας της αυξημένης διείσδυσης των φβ στο σύστημα σε όρους οριακής τιμής αυξάνει σημαντικά το κόστος του συστήματος. Έτσι ενώ με το αρχικό μείγμα (1500MW  φβ και 4000MW αιολικά) το κόστος των ΑΠΕ θα ήταν 140 ευρώ η μεγαβατώρα, τώρα με τη νέα πρόβλεψη το κόστος αυξάνεται στα 210 ευρώ η μεγαβατώρα. Σύμφωνα λοιπόν με το λειτουργό εκτός από την κατάσταση όπως επικρατεί στο σύστημα μετά τα μέτρα, η αγορά εμφανίζει δύο μη διαχειρίσιμα μεγέθη: υπάρουν 32250MW έργα ΑΠΕ ΣΗΘΥΑ σε όλα τα επενδυτικά στάδια (29658MW με άδεια Παραγωγής) εκ των οποίων 7200Mφβ, (4556 MW με άδεια παραγωγής).

Αδυναμία

Συνεχίζουμε να βρισκόμαστε σε ταμειακή αδυναμία και δεν μπορούμε να αποπληρώνουμε εγκαίρως τους παραγωγούς ΑΠΕ, τονίζουν στελέχη του ΛΑΓΗΕ, που ακόμη και σήμερα δε δεσμεύονται απέναντι στην αγορά για το πότε θα καταφέρει ο λειτουργός να φανεί συνεπής στις πληρωμές του. Εκείνο που τονίζουν τα στελέχη του Λειτουργού είναι ότι σε περίπτωση που το κράτος επιθυμεί να μηδενίσει το έλλειμμα, θα πρέπει να επιβληθεί άμεσα, αύξηση του τέλους ΕΤΜΕΑΡ (ΑΠΕ) στα 18 ευρώ η μεγαβατώρα αντί για 7,5 ευρώ η MWh που αυξήθηκε πρόσφατα (τον περασμένο Αύγουστο από 5,43 ευρώ η MWh που ίσχυε πριν)

http://www.energypress.gr/news/Diapistwsh-sok-toy-LAGHE:-Para-ta-metra-to-elleimma-diplasiazetai-to-2014

Άγονος ο διαγωνισμός για το φβ της Κοζάνης, δεν κατατέθηκε ούτε μία προσφορά

Καμία εταιρεία δεν προσήλθε για να καταθέσει προσφορά στο διαγωνισμό της ΔΕΗ για την κατασκευή του μεγάλου φωτοβολταϊκού πάρκου της Κοζάνης (200MW).
Η σχετική προθεσμία έληξε σήμερα, μετά από δύο παρατάσεις που δόθηκαν από τη ΔΕΗ, ωστόσο το περίφημο country risk αλλά και η προϋπόθεση που έθετε ο διαγωνισμός για την εξασφάλιση χρηματοδότησης, κράτησε μακριά τους επενδυτές που αρχικά είχαν εκδηλώσει ενδιαφέρον (20 τον αριθμό).
Σημειώνεται ότι ο διαγωνισμός προϋπέθετε την εξασφάλιση της χρηματοδότησης για το έργο, σημείο κομβικό όπως φαίνεται για τη μη προσέλευση των εταιρειών / κοινοπραξιών που αρχικά εκδήλωσαν ενδιαφέρον.

Η αρνητική έκβαση του διαγωνισμού αντικατοπτρίζει πλήρως την εικόνα που υπάρχει στη χώρα και την τεράστια δυσπιστία με την οποία αντιμετωπίζεται η χώρα ως επενδυτικός προορισμός. Είναι δε άξιο αναφοράς το γεγονός ότι ενώ υπάρχει τεράστιος ανταγωνισμός, πολλές εταιρείες βρίσκονται αντιμέτωπες ακόμη και με το φάσμα της χρεωκοπίας εξαιτίας του κινεζικού ανταγωνισμού, δε βρέθηκε ούτε μία εταιρεία να καταθέσει προσφορά σε ένα έργο του μεγέθους της Κοζάνης.
Πηγές της ΔΕΗ πάντως ανέφεραν ότι θα διερευνηθεί το νομικό και οικονομικό καθεστώς ώστε το έργο να παραμείνει στη ΔΕΗ Ανανεώσιμες και να υλοποιηθεί.

http://www.energypress.gr/news/Kamia-prosfora-gia-to-fwtoboltaiko-ths-Kozanhs

Στην Ξάνθη τα πρώτα θερμοκήπια «υψηλής τεχνολογίας» με γεωθερμία

Τρεις μεγάλες επενδύσεις σε θερμοκήπια ευρωπαϊκού τύπου που θα αξιοποιούν το πλούσιο γεωθερμικό δυναμικό του νομού Ξάνθης, και μία σε φωτοβολταικά στη Δράμα, που και οι τέσσερις μαζί ξεπερνούν τα 200 εκατ. ευρώ, βρίσκονται στα συρτάρια του υπουργείου Αγροτικής Ανάπτυξης.
Τα επενδυτικά αυτά σχέδια, έκαστο ύψους άνω των 3 εκατ. ευρώ, κατατέθηκαν στο υπουργείο, στο πλαίσιο του προγράμματος μακροχρόνιας εκμίσθωσης άγονων και μη καλλιεργήσιμων εκτάσεων του Δημοσίου που έμεναν για χρόνια ανεκμετάλλευτες, αρχής γενομένης από 2.160 στρέμματα στους συγκεκριμένους νομούς της Βορείου Ελλάδας.
Χαρακτηριστικό παράδειγμα των προτάσεων αποτελεί αυτή των «Πλαστικών Καβάλας», μιας από τις μεγαλύτερες εταιρείες στο χώρο παραγωγής αγροτικών εφοδίων (πλαστικοί σωλήνες για τη γεωργία, υλικά για θερμοκήπια), που βλέπει στην αξιοποίηση του γεωθερμικού δυναμικού της Ξάνθης μια σημαντική επενδυτική ευκαιρία. Κι αυτό καθώς για τη συγκεκριμένη επένδυση δεν θα χρειασθεί σημαντικά κεφάλαια, δεδομένου ότι παράγει η ίδια το απαραίτητο υλικό για τον εξοπλισμό ενός θερμοκηπίου υψηλής τεχνολογίας.
Το σύνολο των σχεδίων για τα θερμοκήπια αφορούν εκτάσεις στο Εράσμιο και στον οικισμό Ποταμιά του νομού Ξάνθης, περιοχές γνωστές για την ύπαρξη ζεστού νερού σε θερμοκρασίες περίπου 70 βαθμών, ικανές να μετατρέπουν τη θερμική ενέργεια σε ηλεκτρική. Το ζεστό νερό από τα γεωθερμικά πεδία θα αξιοποιείται για να καλύπτει στο 100% τις ανάγκες των θερμοκηπίων σε θέρμανση, ενώ θα αξιοποιείται παράλληλα για τόσο για την άρδευση όσο και για την πρώιμη ωρίμανση των καλλιεργούμενων προϊόντων.
Προϊόντα υψηλής ποιότητας για εξαγωγές
Οι θερμοκηπιακές αυτές μονάδες θα παράγουν κηπευτικά (τομάτες, αγγούρια, φράουλες, μελιτζάνες, πιπεριές) υψηλής ποιότητας με στόχο όχι μόνο τη διακίνησή τους στην εγχώρια αγορά αλλά κυρίως τις εξαγωγές.
Τις δημοπρασίες εκμίσθωσης των μη καλλιεργήσιμων αυτών εκτάσεων που θα είναι διάρκειας 25 ετών, θα προκηρύξει ο οργανισμός πληρωμών κοινοτικών πόρων, ορίζοντας μια τιμή εκκίνησης, που στην περίπτωση της Ξάνθης θα κυμαίνεται στα 40 ευρώ το στρέμμα. Τι σημαίνει αυτό ; Ότι, επειδή και τα τρία σχέδια για θερμοκήπια αφορούν έκταση 100 στρεμμάτων το καθένα, εφόσον οι υποψήφιοι επενδυτές κερδίσουν το διαγωνισμό, θα καταβάλουν στο Δημόσιο ένα ετήσιο μίσθωμα της τάξης των 4.000 ευρώ.
　
Δημοπρασίες εκτάσεων για ΑΠΕ

Σύμφωνα μάλιστα με τον υπουργό Αγροτικής Ανάπτυξης Αθ. Τσαυτάρη, οι συγκεκριμένες δημοπρασίες είναι μόνο η αρχή. εκτάσεις με πλούσιο γεωθερμικό δυναμικό για μεγάλες επενδύσεις υπάρχουν και σε άλλες περιοχές, όπως για παράδειγμα στις Σέρρες, στις Θερμοπύλες, κ.ά.

Που σημαίνει ότι μετά το πρώτο πακέτο των 2.160 στρεμμάτων, παρόμοιες δημοπρασίες θα προκηρυχθούν και για άλλες περιοχές, όχι μόνο με αντικείμενο τη γεωθερμία, αλλά και τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Δεν είναι τυχαίο ότι η τέταρτη επένδυση που έχουν υποβληθεί στο υπουργείο, αφορά στην ανάπτυξη μεγάλου φωτοβολταικού πάρκου σε έκταση 1.524 στρεμμάτων στην κωμόπολη Προσοτσάνη του Νομού Δράμας.

http://www.energypress.gr/news/Sthn-Xanthh-ta-prwta-thermokhpia-ypshlhs-tehnologias-me-gewthermia

Τα “άγνωστα” πλεονεκτήματα της υπέρυθρης θέρμανσης

Σίγουρα σε καιρούς οικονομικής κρίσης, το πρώτο στοιχείο για το οποίο ζητούν ενημέρωση οι καταναλωτές που βρίσκονται στη διαδικασία αναζήτησης εναλλακτικών μορφών θέρμανσης είναι το κόστος και η εξοικονόμηση χρημάτων που θα τους εξασφαλίσει η όποια επιλογή.
Σύμφωνα με ανθρώπους του χώρου, η επιλογή των θερμαντικών πάνελ για τη θέρμανση κατοικιών ή και άλλων χώρων, εξασφαλίζει σημαντικά οφέλη για την τσέπη των καταναλωτών καθώς προσφέρουν μέγιστη απόδοση και εξοικονόμηση ενέργειας η οποία μπορεί να φτάσει έως και 50% συγκριτικά με καύσιμα όπως το πετρέλαιο και το φυσικό αέριο ενώ σε σχέση με συστήματα όπως τα κλιματιστικά και τα συμβατικά ηλεκτρικά θερμαντικά, η εξοικονόμηση μπορεί να αγγίξει και το 80%.

Η παραπάνω εξοικονόμηση είναι αποτέλεσμα αφενός του ότι τα πάνελ έχουν λογικό κόστος απόκτησης και αφετέρου του ότι έχουν πολύ χαμηλότερη κατανάλωση ρεύματος συγκριτικά με άλλα συστήματα αλλά και μηδενικά έξοδα συντήρησης.
Εκτός όμως από το οικονομικό όφελος που σχετίζεται με την κατανάλωση, τα θερμαντικά πάνελ προσφέρουν μια σειρά από άλλα πλεονεκτήματα τα οποία εξασφαλίζουν σημαντική εξοικονόμηση χρημάτων. Για παράδειγμα, ελαχιστοποιούνται τα βαψίματα και οι συντηρήσεις λόγω εξάλειψης της υγρασίας, εξοικονομείται ο χώρος ο οποίος σε άλλη περίπτωση θα χρησιμοποιήτο για το λεβητοστάσιο, δεν υπάρχουν έξοδα για καπνοδόχους, καπνοκαθαρισμούς κ.λπ.

Άλλα πλεονεκτήματα:

- Τελείως καθαρή – άοσμη και αθόρυβη λειτουργία
- Απλούστατη τοποθέτηση των θερμαντικών σωμάτων
- Δυνατότητα αυτονόμησης του κάθε δωματίου με μηδαμινό έξοδο ενός θερμοστάτη
- Απλή και φιλική προς τον χρήστη ρύθμιση
- Ακριβής μέτρηση κατανάλωσης
- Όμορφο design καθώς υπάρχει η δυνατότητα να απεικονίζουν μοτίβα της αρεσκείας μας
- Εξοικονόμηση χώρου
- Δεν υπάρχουν τα γνωστά ανθυγιεινά ρεύματα αέρος της συμβατικής θέρμανσης
- Ο αέρας δεν υγροποιείται στους τοίχους και αποφεύγεται η δημιουργία μούχλας
- Ελαχίστη διαβάθμιση θερμοκρασίας
- Ευεργετικά αποτελέσματα , σε όλα τα συστήματα του ανθρώπινου οργανισμού

http://www.thermansipress.gr/thermansi/%CF%84%CE%B1-%CE%AC%CE%B3%CE%BD%CF%89%CF%83%CF%84%CE%B1-%CF%80%CE%BB%CE%B5%CE%BF%CE%BD%CE%B5%CE%BA%CF%84%CE%AE%CE%BC%CE%B1%CF%84%CE%B1-%CF%84%CF%89%CE%BD-%CE%B8%CE%B5%CF%81%CE%BC%CE%B1%CE%BD%CF%84/

Συστήνεται επιτροπή για την προμήθεια καυσίμων στο στρατό

Τη σύσταση διακομματικής επιτροπής για τη διενέργεια δημόσιου διεθνούς ανοιχτού διαγωνισμού προμήθειας καυσίμων, για όλους τους κλάδους των Ενόπλων Δυνάμεων μέσω ΣΟΤΑ (Σημαντικής Οικονομικής ή Τεχνολογικής Αξίας Προμήθειες) «εξασφαλίζοντας απόλυτη διαφάνεια και νομιμότητα στις προμήθειες καυσίμων», ανακοίνωσε ο υπουργός Εθνικής Άμυνας, Πάνος Παναγιωτόπουλος, μετά τη συνάντησή του με το γενικό γραμματέα Διαφάνειας και Ανθρωπίνων Δικαιωμάτων, Γ. Σούρλα.
Αντικείμενο της συνάντησης ήταν οι καταγγελίες του κ. Σούρλα σχετικά με τη διακίνηση νοθευμένων καυσίμων στις Ένοπλες Δυνάμεις. Παράλληλα γνωστοποίησε ότι από τις 12 Οκτωβρίου 2012 ο αρμόδιος εισαγγελέας του Στρατοδικείου Αθηνών διενεργεί κατεπείγουσα έρευνα για τη διερεύνηση ενδεχόμενης νοθείας στα καύσιμα των Ενόπλων Δυνάμεων, προς όλες τις δυνατές κατευθύνσεις, αξιοποιώντας όλες τις μέχρι σήμερα καταγγελίες και τα διαθέσιμα στοιχεία, μεταξύ των οποίων και τις καταγγελίες που έχουν γίνει από τον κ. Σούρλα.
Από την πλευρά του ο κ. Σούρλας επισήμανε μεταξύ άλλων ότι «έστω και μετά από οκτώ χρόνια που αποκαλύφθηκαν τα πρώτα στοιχεία για τη νοθεία στα καύσιμα και τις αλλεπάλληλες παρεμβάσεις στους αρμόδιους των Υπουργείων Εθνικής Άμυνας και Δημόσιας Τάξης καθώς και στην Τακτική και Στρατιωτική Δικαιοσύνη, ήρθε η ώρα να μπει ένα τέλος σε μία υπόθεση που έχει εθνικές διαστάσεις και οικονομικές επιπτώσεις».

Παράλληλα ζήτησε την τιμωρία των υπαιτίων και την επιστροφή των δισεκατομμυρίων «που έχουν καρπωθεί χρήματα που θα αρκούσαν να καλύψουν τα ποσά των περικοπών μισθών και συντάξεων, δεδομένου ότι οι απώλειες για την εθνική οικονομία από τα νοθευμένα καύσιμα και την παράνομη διακίνησή τους ξεπερνά τα τρία δισ. το χρόνο».
Την προσεχή Δευτέρα ο κ. Σούρλας θα καταθέσει πλήρη στοιχεία για την υπόθεση στον εισαγγελέα Στρατιωτικής Δικαιοσύνης.

http://www.energypress.gr/news/Systhnetai-epitroph-gia-thn-promhtheia-kaysimwn-sto-strato

On-bill repayment shows great promise for energy efficiency, but significant challenges remain

On-bill repayment has received a great deal of attention during the last few years as a potential approach to expanding the reach of energy efficiency financing in the residential and commercial sectors. With on-bill repayment, utilities or third-party lenders cover the upfront cost of energy efficiency retrofits and customers pay back the loans through their utility bills.

Although on-bill repayment programs have many advantages, these programs are still in their infancy and many barriers to widespread deployment remain. One of the programs’ advantages is that they build on utilities’ preexisting customer relationships. Another advantage is that the programs tend to be reliable investments if customers have a track record of paying their utility bills consistently.
However, some barriers still exist. As is the case with most energy efficiency financing mechanisms, lenders and utilities lack market experience with on-bill repayment. Therefore, many different perspectives exist about what is needed for on-bill repayment programs to succeed.
To get a sense of some of the current issues, Clean Energy Finance Center staff talked with individuals who are trying to make on-bill repayment programs work across the United States.

On-Bill Repayment Can Expand the Reach of Energy Programs

On-bill repayment makes energy efficiency available to almost all utility customers, including those who may not qualify for existing loan programs using standard underwriting criteria.
“If you ever want energy efficiency and renewables to compete head-to-head with buying energy, you have to buy them as a service,” said Dave Carey, Principal of Harcourt Brown & Carey, a consulting firm specializing in clean energy finance. On-bill repayment can be viewed as a service because it can be packaged with utilities’ other services.
Carey said that while 50 to 60 percent of residential customers are approved for energy efficiency loans currently, on-bill repayment could increase that figure to 95 percent or more. While it is important to increase loan approvals to expand customer access to energy efficiency finance, programs also need to consider the risk that higher numbers of approvals could lead to greater loan default rates.
According to Carey, there are four main components of on-bill repayment, all of which depend on the choices of program developers; programs rarely have all four of them. These components are: a payment which is on the utility bill, a shutoff option for non-paying customers, a requirement that the cash flow resulting from the investment stay positive, and an option to transfer the cost to new property owners. While these components are intended to strengthen on-bill repayment programs, some of them can be controversial and difficult to implement.
Adam Zimmerman, Executive Vice President of Craft3, a community development financial institution which has been the primary lender for the Clean Energy Works Oregon program, said residential customers in Oregon and Washington have been very responsible in repaying their energy loans. Previous utility bill payments are a reliable indicator of future behavior, Zimmerman said. Because of the positive results Craft3’s residential lending program has achieved, using utility payment history as a qualification, Craft3 dropped its required credit score to 590 and does not have income requirements. Using these criteria, Zimmerman estimated, a large state like California could increase program enrollment levels by 25 percent.
“A lot of energy efficiency programs haven’t generated as much demand as those of us in the environmental community have wanted them to,” said Brad Copithorne, Energy and Financial Policy Specialist at Environmental Defense Fund. He believes on-bill repayment programs can increase demand for energy efficiency and drive private sector investment in both the residential and commercial sectors.
Bill Codner, Program Manager at National Grid, said he is excited about bringing lenders on board to support energy efficiency programs. He has a goal of expanding National Grid’s commercial and industrial on-bill repayment program by a factor of two or three this year — if he can get sufficient funding from lenders to do so.

Progress Varies across State Lines

“We are seeing strong uptake on the two coasts,” Carey said. He has observed that regulators on the east and west coasts tend to be more supportive of innovations in financing, including on-bill repayment, although all programs are still in their infancy. While National Grid has strong support from regulators in Massachusetts, that is not always the case for utilities in other states. In Oregon, legislation paved the way for the Clean Energy Works Oregon program.
Driven by requirements from the state’s Public Utilities Commission, California is developing on-bill repayment programs for both the residential and commercial sectors. Copithorne played a large role in developing the blueprint for the state’s on-bill repayment program. He said he hopes other states will copy California’s program and “have it go viral as soon as possible.”
Environmental Defense Fund is also collaborating with stakeholders in Ohio and Texas; the initial results have been positive despite the political differences between the states. Copithorne said on-bill repayment has broad political appeal because it is both business-friendly and environmentally positive.

Utilities and Regulators Are Cautious

“In the end, this all boils down to a dialogue between regulators and utilities,” Carey said.? He said regulators in many states seem reluctant to allow utilities to begin on-bill repayment programs. “There’s always trepidation about risks and unknowns. In the end, there has to be an economic reward,” Carey said.
Utilities are also cautious about starting on-bill repayment programs, which require changes ?to their IT and billing systems. Copithorne is working with stakeholders to build support for a statewide program in California; he said he considers it essential to make the on-bill repayment process easy for both utilities and their customers. He also said utilities want to protect their reputations and customer relationships.
Copithorne emphasized that utilities can focus on their core competencies and play the role of middlemen rather than becoming deeply involved in financing. He uses the analogy of a Visa card, since Visa is the middleman for transactions between lenders and customers. Similarly, utilities can partner with lenders so they don’t need to become financial experts to offer on-bill repayment programs.
While many utilities are concerned that they may find the cost of making changes to their IT and billing systems to be costly, others have been able to make the changes at a relatively low cost. For example, according to Zimmerman, the Oregon and Washington utilities which collaborate with Craft3 found the cost of altering their billing systems to accommodate on-bill repayment to be very reasonable.
Craft3’s programs are designed to minimize the risk to utilities’ reputations. Zimmerman is skeptical of programs which promise customers a net neutral or net positive return (also known as bill neutrality). He said the utilities he works with are cautious about promising bill neutrality due to the many uncertainties inherent in energy efficiency retrofit projects.

Customer-Friendly Programs Are Essential

Customers hesitate to participate in programs for many reasons, including the cost of upfront capital investment. For example, Codner is interested in starting the first on-bill repayment program for natural gas in the United States. However, according to Codner, natural gas poses a financing challenge because the payback period for the customer investment is longer than it is for electricity. In the current economic climate, National Grid’s commercial and industrial customers are reluctant to initiate programs unless the payback period is short-term.
Making the loan application process user-friendly is essential. Copithorne said he would like to see the private sector make it as easy as possible for utility customers to apply for loans. Ideally, the process might become as easy as applying for an auto loan. When a customer goes in to purchase a car, an employee takes down his or her information and provides loan options before he or she leaves the building. Auto dealerships offer same-day service.
Energy services agreements – where an intermediate company sells energy services to a customer and shoulders the burden of the risk – can reduce commercial building owners’ reluctance to participate in programs, said Copithorne. A building owner may lack the upfront cash for upgrades, the lease may require the owner not to borrow, the owner may not be able to pass on costs to the tenants, or the owner may simply be skeptical of salespeople. Copithorne believes that energy services agreements can solve some of these problems and should be part of commercial on-bill repayment programs.
National Grid targets its loans selectively to reach commercial customers who might otherwise not participate in programs. Codner said, “Our goal is not to provide zero-interest loans for everybody. Our goal is to get those companies that would not move forward with a project to do something. A lot of companies have capital constraints.”

Zimmerman said cash rebates may be more effective, from a residential sales perspective, than buying down interest rates. “Free money brings people to the table as customers,” he said.

This story was originally published by the Clean Energy Finance Center (CEFC). You can subscribe to future stories from the Clean Energy Finance Source by visiting the CEFC's news page.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/11/on-bill-repayment-shows-great-promise-for-energy-efficiency-but-significant-challenges-remain

Asia Report: China dominates 2011 global wind installations

SYDNEY -- China dominated the global wind market in 2011, installing three times as many wind rotor blades on its wind farms than the U.S., its closest rival.

According to research published by Global Data, China held 59 percent of the global market in 2011, with 37,385 installations, compared to just 18 percent of the market, with 11,085.
The data comes as China’s deputy director of the National Energy Bureau (NEB) predicted the nation’s grid-connected wind capacity will exceed 60 GW by the end of this year, making wind power the third largest power source in China, after thermal power and hydropower. By the end of June, China had 52.58 GW of wind capacity connected to the grid.

But China's wind companies have all struggled this year as installations were slowed by the government as a result of grid-access issues, said NEB deputy director Liu Qi. He told a conference in Beijing that China would innovate by adapting to the intermittent characteristics of wind power generation. The country will use more wind power for heating in winter, irrigation of farmland and have more wind power consumed locally.

Liu added that China should enhance cooperation with other countries with advanced wind power technologies. Chinese wind power companies should strengthen innovation capacity and participate in establishing international norms and rules.
The Global Data analysts predicted that global cumulative wind power installed capacity will show steady growth until the end of the decade, increasing to 658 GW by the end of 2020 from 238 GW last year. It also noted that blades for offshore wind farms will take a far greater slice of the market. In 2011 blades destined for offshore wind farms accounted for just 1 percent of the global market — by 2020 this will rise to 11 percent.
Market researchers BTM said about 470 MW of new offshore wind capacity was brought online last year, comprising of 127 turbines in four countries, with the UK and China representing the two largest markets.
By 2016, the global offshore market will expand 5.6 GW annually, with a quarter of the capacity going up in Asia. And by 2021 China will be the world’s largest market, followed by the UK and Germany — with Europe still accounting for 63% of the overall market, BTM predicts.

IN THE NEWS

China’s renewable energy power generation up 48 percent year-on-year: Electricity generated from renewable sources in China rose 48 percent to 92.7 billion kilowatt hours in October from a year ago as installations grew, State Electricity Regulatory Commission said. Power from wind farms surged 40 percent in October compared with the same period a year earlier, it said, as the nation added 7.2 GW of wind-power generation capacity in the first 10 months of the year.
China's Goldwind bids for $926 million project in Australia: Chinese turbine manufacturer Goldwind is seeking to buy a 157-turbine wind farm in Australia as it expands its presence in overseas markets. The company has joined with Chinese power company China Three Gorges New Energy Corporation in a bid for the Stockyard Hill project owned by Origin Energy in Victoria. The planned sale is estimated to be worth A$900m ($926m), according to a Wall Street Journal report.
JinkoSolar's loss smaller than expected, company bets on China: China’s JinkoSolar reported a smaller-than-expected loss as costs fell and strong sales in China made up for weakness in markets such as Europe, and the company said half of its 2013 revenue would come from the Asian country. The company said it was shifting focus to emerging markets such as China, South Africa and South America as the European Union could follow the United States in imposing tariffs on Chinese solar products.
Malaysia may set up similar funding system to one in India for renewable energy: Malaysia’s minister of energy Datuk Seri Peter Chin said he was impressed by the financing model for renewable energy projects in India during a recent ministerial meeting he had with his Indian counterpart. “India has created a specific bank to promote renewable energy and I am very impressed by what it has done,” he told a press conference.
IEA chief backs Australia's carbon tax: Australia’s controversial new carbon tax has been endorsed by the head of the International Energy Agency as an essential part of reducing energy demand.

A DEEPER LOOK

China grabs Latin American wind share with cheap loans: Stephan Nielsen of Bloomberg writes Chinese wind-turbine makers have broken into the South American market by offering government-backed loans at interest rates as much as 50 percent lower than local offerings. The package deals can get buyers to choose Chinese machines over those of Western manufacturers, much in the way the U.S. government helps American exporters sell everything from cotton to satellites by guaranteeing loans or insurance.
The future of Taiwan solar: will recent gains continue? Tim Ferry writes in Renewable Energy World that in a welcome departure from recent trends, Taiwan saw its solar industry revenues rise by 7.5% on increased shipment to China, Japan and the U.S. The gains arrest five months of declines, but do they signal a turnaround for the industry?

ON THE HORIZON 

India’s renewable energy sector to create 2.4 million jobs by 2020: India’s renewable energy sector create up to 2.4 million jobs by 2020, according to a report jointly commissioned by environmental group Greenpeace, the Global Wind Energy Council and the European Renewable Energy Council. To date, the sector employs 200,000 people, but this could jump 14 times by 2030 with the right policies and investments in place, the India Energy [R]evolution report said.

QUOTE OF THE WEEK

“Sooner or later, investors are going to realize that if they are not investing in clean energy sector then they are making a terrible mistake. We will get to a stage where there will be a tipping point, where investment in clean energy sector will be almost compulsory, so that those people who aren’t doing will be the odd ones out, rather than those people who doing it. It is a matter of changing the risk.” — Oliver Yates, new chief executive of Australia’s A$10 billion ($10.5 billion) Clean Energy Finance Corporation to RenewEconomy

---

IN CASE YOU MISSED IT

Nov. 20-26, 2012 Asia Report: Another Week of Woe for China's Solar Panel Manufacturers
Nov. 13-19, 2012 Asia Report: Australia Lays Out 2050 Renewable Energy Vision
Nov. 3-12, 2012 Asia Report: Panasonic Freezesz Investment in Malaysia PV Manufacturing
Oct. 27-Nov. 2, 2012 Asia Report: Brightsource and Alstom Target Australia and India with New Funding
Oct. 19-26, 2012 Asia Report: First Solar Enters Nascent Indonesian Market with 100-MW DealAug. 21-28, 2012 Asia Report: US Accused of Killing India's Solar Energy IndustryAug. 6-20, 2012 Asia Report: South Korean Solar Companies Make Strong Push Into U.S. MarketJuly 23-Aug. 6, 2012 Asia Report: World Takes Hard Look at India Grid, Promises of Solar

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/11/asia-report-china-dominates-2011-global-wind-installations

MHI and SSE partner to bring cargo container battery storage to Orkney Islands power grid

Salt Lake City, UT -- Mitsubishi Heavy Industries (MHI) has announced a partnership with SSE plc, an electric utility company located in Scotland, for an energy storage demonstration project that will use two 40-foot cargo containers full of thousands of lithium-ion rechargeable batteries to store as much as 800 kWh of generated clean energy, with a maximum power output capacity of 2 megawatts. The recipient of the joint effort will be Scottish Hydro Electric Power Distribution plc, the arm of the SSE that's responsible for distributing power in Scotland.

According to a press release issued by MHI, there will be a total of three cargo containers involved in the project: two of the containers will house roughly 2,000 units of lithium-ion batteries each, and a third will house the power conditioning system responsible for converting direct current (DC) to alternating current (AC).
The storage system is set to be installed at the Kirkwall Power Station in the UK’s Orkney Islands. Power will be transmitted to and from the mainland via a submarine cable anytime there’s a shortage or surplus of power. In theory, the storage system will store surplus power in the lithium-ion batteries whenever the supply exceeds demand, offering an increased level of reliability for later power delivery.
The issue of energy storage gets to the heart of one of the greatest perceived weaknesses of renewable energy technology: what happens when the wind’s not blowing, when the tide’s not turning, and when the sun’s not shining? According to Michael Goggin, Manager of Transmission Policy with the American Wind Energy Association (AWEA), energy storage systems like that being developed by MHI and the SSE may work well in certain situations, but in others it may actually be less cost-effective than alternative methods.
“On the mainland integrated power system, there are many existing sources of flexibility, so new energy storage resources are not needed to accommodate the very small amount of variability and uncertainty,” Goggin said. “Storage is one option for increasing the flexibility of a power system, and using it makes sense when it is cost-effective. However, other options, particularly making greater use of existing resources or building more transmission, are typically more cost-effective on large integrated power systems.”

According to the AWEA’s “Wind Power and Energy Storage” factsheet, flexibilities built into the existing power system enable operators to increase and decrease the output of generators. This makes it possible to easily and more cost-effectively accommodate for certain variabilities.
Goggin went on to say that he believes island power systems can benefit far better from energy storage systems. “They have no ties to the outside world and often have weak transmission systems and inflexible power plants,” he said, “so there tend to be more cases where storage can be economic.”
The joint MHI/SSE storage system is set to go online in early 2013.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/11/mhi-and-sse-partner-to-bring-cargo-container-battery-storage-to-ornkey-islands-power-grid

SolarCity seeks $151 million IPO with shares at $13 to $15

NEW YORK CITY -- SolarCity Corp., the developer of rooftop solar-power systems whose chairman is billionaire Elon Musk, is seeking as much as $151 million in an initial public offering.

The company and its existing shareholders plan to sell about 10.1 million shares at $13 to $15 each, according to a regulatory filing today. SolarCity plans to list on the Nasdaq Stock Market under the symbol SCTY, and may price the offering on Dec. 11, according to data compiled by Bloomberg.

The company is seeking to go public amid a global oversupply of solar components that’s driven down the price of photovoltaic panels 19 percent in the past year. That’s pummeled the share price of manufacturers including First Solar Inc. and Suntech Power Holdings Co., and will aid SolarCity, the company said.

“While these developments have adversely impacted panel manufacturers and the overall upstream market, we and other downstream companies have benefited significantly,” SolarCity said in the filing. “In 2006, the year we commenced business, solar panel prices were 472 percent higher than now,” and the company expect prices to continue to fall.

SolarCity will have 71.7 million shares of common stock outstanding, and the float will be 14 percent. At the midpoint of the proposed range, SolarCity’s market value will be about $1 billion.

SolarCity was founded by brothers Lyndon Rive, the company’s chief executive officer, and Peter Rive, chief operations and technology officer, Musk’s cousins.

SolarCity is offering 10 million shares, while existing owners plan to sell 65,000.

Goldman Sachs Group Inc., Credit Suisse Group AG and Bank of America Corp. are leading the offering.

Copyright 2012 Bloomberg

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/11/solarcity-seeks-151-million-ipo-with-shares-at-13-to-15

Geothermal stocks warming up

After a couple years of chilly investor sentiment, geothermal stocks are starting to warm up. The sector has been so beaten down that the small exploration and production players seem to have lost what little following they had, and so recent good news has gone mostly unnoticed.

Last week, industry leader Ormat Technologies Inc. (NYSE:ORA) set the stage by beating analyst expectations for both earnings and revenue per share in the third quarter, and announcing a deal to buy a project in Honduras.  This led to an upgrade by Barclays.

As the only geothermal stock with the size and liquidity needed by large US investors, Ormat has long been too expensive (forward P/E of 23, even after a decline from over $30 in early to less than $17 today) for a relatively low margin utility business, so I prefer the much cheaper small geothermal developers, US Geothermal (NYSE:HTM, TSX:GTH), Ram Power (TSX:RPG, OTC:RAMPF), and Alterra Power (TSX:AXY, OTC:MGMXF.)

It’s hard to generalize from one geothermal company to another.  Each geothermal project is unique, not only because of the local electricity markets and legal structures, but also because of the idiosyncrasies of each project’s geology and chemistry.  Nevertheless, the smaller developers seem to be following Ormat’s lead.

On Thursday, US Geothermal (NYSE:HTM, TSX:GTH) received the $10.7 million cash grant for its San Emidio project, allowing the company to pay down a $7.5 million bridge loan.  A year ago, I would not have considered this significant news, since I assumed the US Treasury would pay all such grants in full.  That was before the Treasury cut the award for Western Wind Energy‘s (OTC:WNDEF, TSX-V:WND) grant by $12 million (3% of the request) after delaying it for almost two months.  After that experience, a cash grant delivered  seems a lot more significant than it once did.  About $1 million of the grant application is still under review by the Treasury.  This portion of the grant is related to some exploratory wells.  Management is uncertain if this portion of the grant will be accepted, but it does not seem to be something that they are counting on.

UPDATE: Since this article was first published on November 16th, US Geothermal announced that it had achieved full commercial operations at its Neal Hot Springs facility in Oregon, and that the plant was operating above expectations.  The stock is up 31% at $0.42 since then.

US Geothermal also reported third quarter earnings on Thursday, and the message was one of steady progress.  Last year, Nevada Geothermal Power (TSX-V:NGP, OTC:NGLPF) and Ram Power were both tripped up by unpleasant surprises at their biggest projects.  US Geothermal, in contrast, has been executing smoothly, and now has two operating projects.  This will make the company less vulnerable to the vagaries of geothermal development at future projects.   Part of that seems to be US Geothermal’s project selection.  San Emidio, for instance, was an existing project with a known reservoir, which they upgraded by drilling some new wells and replacing an aging power plant.  Because it was an operating project, US Geothermal knows a lot more about the idiosyncrasies of the reservoir than they would if it had been a greenfield project, and it was just those sorts of idiosyncrasies at Nevada Geothermal’s Blue Mountain project which ended in the company losing all its equity in the project because there is not enough revenue to repay the loan.

Ram Power (TSX:RPG, OTC:RAMPF) has also been making progress.  Last year, problems developing their Jan Jacinto project caused large cost overruns.  But the project now seems to be back on track with a new contractor.  The company was able to negotiate a 17% increase in the power sales agreement which will make up for some of the extra costs, amounting to an annual $10 million in additional revenues per year when the project is complete.  Despite this, the stock is being held back because steam production at San Jacinto is less than expected, a problem which they hope to remediated using the drilling reserves included in the original project financing.  While there is always a significant risk that such remediation attempts will not succeed (as happened at Nevada Geothermal), the risk seems to be adequately compensated is a stock trading at less than a quarter of its book value.

Alterra Power (TSX:AXY, OTC:MGMXF) is more diversified, and hence safer than Ram and US Geothermal, with six operating geothermal, wind and run-of-river hydro power plants.  Alterra currently hovers near profitability, with quarterly results fluctuating due to the seasonal production of its wind and hydro projects.  Alterra also has a strong balance sheet (unlike Ram) allowing it to fund development and acquisition of additional projects (like a solar project acquired from First Solar (NASD:FSLR)) without returning to the equity markets.

Alterra recently signed an agreement with the Philippines based Energy Development Corporation (EDC) to fund the development six of Alterra’s geothermal projects in Chile and Peru, subject to EDC being satisfied with the results of due diligence field work on the projects.  The stock did not see much of a boost from the announcement, most likely because EDC has not yet committed to the projects.  Yet given Alterra’s current value pricing this seems as good a time as any to buy on the expectation that EDC will chose to go ahead with development at at least one of the projects.

Conclusion

Geothermal developer stocks have remained at beaten-down levels for over a year now, despite the companies making significant progress on their projects.  While geothermal development is a much riskier business than more predictable development of other types of renewables, all of these developers are trading at a fraction of book value, which more than compensates for the risks involved, especially when held as part of a diversified portfolio.

A dip in a hot spring might be just the thing to the chill gripping the worlds stock markets in late 2012.

Disclosure: Long HTM, RPG, AXY, WND

This article was first published on the author's Forbes.com blog, Green Stocks on November 16th and AltEnergy Stocks and was republished with permission.

DISCLAIMER: Past performance is not a guarantee or a reliable indicator of future results.  This article contains the current opinions of the author and such opinions are subject to change without notice.  This article has been distributed for informational purposes only. Forecasts, estimates, and certain information contained herein should not be considered as investment advice or a recommendation of any particular security, strategy or investment product.  Information contained herein has been obtained from sources believed to be reliable, but not guaranteed.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/11/geothermal-stocks-warming-up

Hydro Tasmania in $2 billion bid to build Australia's largest wind farm

Australia -- Tasmania's King Island is famous for its cheese, lobster and beef. Now it is set to become the home to Australia's biggest wind farm.

Hydro Tasmania wants to build a 600MW wind farm consisting of around 200 turbines, which if approved would transmit more than 5 percent of Australia’s total 2020 renewable energy target into the national grid via a high-voltage direct current underwater cable across Bass Strait to Australia’s state of Victoria.
Initial consultation with the island’s community will begin immediately to seek their feedback over the next three months as part of the pre-feasibility stage. The support of King Islanders is crucial for the project to proceed, the state-owned utility said.
For the past 15 months, Hydro Tasmania has been assessing the wind farm concept on the island to utilize one of the best wind resources in the world, the prevailing Roaring Forties. Work done to date indicated it was broadly feasible from a technical, economic and environmental perspective and the Tasmanian government has expressed its strong support for the project proceeding to the consultation stage.
Estimated to cost around A$2 billion ($2.1 billion), the project comes after the company announced the construction of a A$46 million prototype off-grid power plant that combines solar panels, wind turbines, biodiesel, and energy storage technology.
"While sitting in the path of the world-class wind resource that is the Roaring 40s makes King Island the perfect location for such a project, it is important to emphasise that it is very early days,” company chair David Crean said.
“The project will only proceed to full feasibility if the majority of King Islanders are in favour. That is why we are embarking on a consultation process that aims to set a high standard nationally for engaging with local communities on major renewable energy projects,” he added.
The proposed wind farm – Taswind – would produce approximately 2400 gigawatt-hours of renewable energy for the national market.
The country’s renewable energy industry body, the Clean Energy Council, hailed the proposal as a “welcome display of leadership by one of the industry’s major players”.
“Australia’s southern coastline has some of the strongest winds in the world. We should be making better use of this world-leading renewable energy resource and it’s excellent to see Hydro Tasmania launching a project which is aiming to do just that,” chief executive David Green said.
The proposal comes two years into the right-leaning Liberal-National Coalition came to power in Victoria and virtually killed off any new wind farm development across the state with strict new planning regulations.

If Taswind is approved by the community and government, construction is expected to start in 2017 for a 2019 completion date.
AGL Energy’s 420 MW Macarthur wind farm in Victoria is expected to be the largest in the southern hemisphere when it is fully operating early next year.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/11/hydro-tasmania-in-2-billion-bid-to-build-australias-largest-wind-farm

GTM: 180 κατασκευαστές φωτοβολταϊκών θα πτωχεύσουν ή θα εξαγοραστούν έως το 2015

H αμερικανική εταιρεία έρευνας Greentech Media Research (GTM) δημοσίευσε έκθεση στην οποία προβλέπει ότι 180 κατασκευαστές φωτοβολταϊκών είτε θα πτωχεύσουν είτε θα εξαγοραστούν από άλλες εταιρείες μέχρι το 2015.
Η έκθεση προβλέπει ότι μια σειρά από παράγοντες στους οποίους περιλαμβάνεται και ο παράγοντας Κίνα, θα έχουν ως αποτέλεσμα η παγκόσμια παραγωγή φωτοβολταϊκών να είναι κατά μέσο όρο 35 GW υψηλότερη από την ετήσια ζήτηση κατά την επόμενη τριετία.
Η εταιρεία έρευνας προβλέπει ότι 88 από τις εταιρείες που κινδυνεύουν δραστηριοποιούνται σε αγορές υψηλού παραγωγικού κόστους, στις ΗΠΑ, στην Ευρώπη και στον Καναδά ενώ 54 από αυτές είναι εγκατεστημένες στην Κίνα και έχουν ετήσια παραγωγή χαμηλότερη από 300ΜW. Σημειώνει ωστόσο ότι η ανακοίνωση της κινεζικής κυβέρνησης για αύξηση του στόχου ηλιακής ηλεκτροπαραγωγής για το 2015 σε 21GW θα προσφέρει πρόσθετη στήριξη σε αρκετούς εγχώριους παραγωγούς.

Πάντως παρά της δυσοίωνες προβλέψεις για το εγγύς μέλλον η GTM αναμένει καλύτερες συνθήκες  στον κλάδο το 2014 με βελτίωση της ισορροπίας μεταξύ προσφοράς και ζήτησης.

http://www.greenbusiness.gr/22878/gtm-180-%CE%BA%CE%B1%CF%84%CE%B1%CF%83%C E%BA%CE%B5%CF%85%CE%B1%CF%83%CF%84%CE%AD%CF%82-%CF%86%CF%89 %CF%84%CE%BF%CE%B2%CE%BF%CE%BB%CF%84%CE%B1%CF%8A%CE%BA%CF %8E%CE%BD-%CE%B8%CE%B1-%CF%80%CF%84%CF%89/

H Soitec επεκτείνεται στη Ν. Αφρική για ακόμη περισσότερη ενέργεια

Η Soitec, ηγετική εταιρεία στη παραγωγή και στην κατασκευή ημιαγωγών για την ενεργειακή βιομηχανία ανακοίνωσε την συμφωνία της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο εργοστάσιο Touwsrivier στη Νότια Αφρική.
Με έδρα το Δυτικό Κέιπ, κοντά στο Aquilla Private Game Reserve, το εργοστάσιο Touwsrivier θα “σηκώνει” ισχύ μέχρι και 44 MWp. Η εν λόγω κατασκευή αναμένεται να ολοκληρωθεί μέσα στο 2014 αλλά η εμπορική του λειτουργία θα ξεκινήσει στα μέσα του 2013.
Ο αντιπρόεδρος της Sοitec, Gaetan Borgers, δήλωσε πως η συμφωνία είναι ένα σημαντικό βήμα για την πρόοδο και την επέκταση της επιχείρησης στη Νότια Αφρική αλλά και σε όλο τον κόσμο. “Χάρη στην ικανότητά μας να καινοτομούμε αλλά και στην τεχνογνωσία μας πάνω στη ηλιακή βιομηχανία, οι μονάδες μας θα διαθέτουν απόδοση γύρω στο 30% και μια πολύ μεγαλύτερη διάρκεια ζωής”.

Τέλος, σύμφωνα με το Ολοκληρωμένο Πρόγραμμα Πόρων που ξεκίνησε στη Νότια Αφρική περίπου το 42% της ηλεκτρικής ενέργεια που θα παράγεται στη χώρα θα προέρχεται από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας μέχρι το 2030. Το Πρόγραμμα κάνει λόγο για 3.725 MW από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, εκ των οποίων τα 1.450 MW θα εντοπίζονται στα φωτοβολταϊκά.

http://www.greenbusiness.gr/22893/h-soitec-%CE%B5%CF%80%CE%B5%CE%BA%CF%84%CE%B5%CE%AF%CE%BD%CE%B5%CF%84%CE%B1%CE%B9-%CF%83%CF%84%CE%B7-%CE%BD-%CE%B1%CF%86%CF%81%CE%B9%CE%BA%CE%AE-%CE%B3%CE%B9%CE%B1-%CE%B1%CE%BA%CF%8C%CE%BC%CE%B7/

Κίνα: Προσέθεσε 2,71 GW φωτοβολταϊκών στο εννεάμηνο του 2012

Η Ρυθμιστική Επιτροπή Ηλεκτρισμού της Κίνας ανακοίνωσε ότι το κράτος έχει αναθέσει 2,71 GW συνδεδεμένων ηλιακών φωτοβολταϊκών τους πρώτους εννιά μήνες του 2012, δηλαδή  415% περισσότερα σε σχέση με τα 525 ΜW που είχαν περιληφθεί το 2011.

Αυτή η αύξηση ξεπερνά την ισχύ των συνδεδεμένων φωτοβολταικών στις ΗΠΑ καθώς μπορούν να αναδείξουν την Κίνα ως τη δεύτερη μεγαλύτερη αγορά στο τομέα των φωτοβολταϊκών για το 2012.
Τέλος, η Επιτροπή ανακοίνωσε επίσης ότι η κρατική State Grid Corporation of China αγόρασε 2,46 TWh ηλεκτρικής ενέργειας από φωτοβολταϊκά κατά την ίδια χρονική περίοδο σημειώνοντας αύξηση 537% σε σύγκριση με το προηγούμενο έτος.

http://www.ecofinder.gr/news/%CE%95%CE%9D%CE%95%CE%A1%CE%93%CE%95%CE%99%CE%91/1/%CE%9A%CE%AF%CE%BD%CE%B1_%CE%A0%CF%81%CE%BF%CF%83%CE%AD%CE%B8%CE%B5%CF%83%CE%B5_271_GW_%CF%86%CF%89%CF%84%CE%BF%CE%B2%CE%BF%CE%BB%CF%84%CE%B1%CF%8A%CE%BA%CF%8E%CE%BD_%CF%83%CF%84%CE%BF_%CE%B5%CE%BD%CE%BD%CE%B5%CE%AC%CE%BC%CE%B7%CE%BD%CE%BF_%CF%84%CE%BF%CF%85_2012

Η Ταϋλάνδη και η Ινδονησία ενισχύουν την αγορά ηλιακής ενέργειας στη ΝΑ Ασία

Οι ηλιακές εγκαταστάσεις στη Νοτιοανατολική Ασία αναμένεται να φτάσουν σχεδόν τα 5 GW μέχρι το 2016, σύμφωνα με ανάλυση της IMS Research στις αγορές ηλιακής ενέργειας της Ταϋλάνδης, της Μαλαισίας, της Ινδονησίας, του Βιετνάμ, της Σιγκαπούρης και των Φιλιππινών.
Το ινστιτούτο έρευνας πιστεύει ότι η περιοχή θα αυξηθεί κατά 50% κατά μέσο όρο, κάθε χρόνο, για τα επόμενα πέντε χρόνια, παρέχοντας μια ελκυστική αγορά για τους προμηθευτές στην Ευρώπη.
Οι εγκαταστάσεις έχουν ήδη κυριαρχήσει ήδη στην ταϋλανδέζικη αγορά, ωστόσο προβλέπεται να αναπτυχθούν εξίσου γρήγορα και σε άλλες περιοχές, οι οποίες θα αντιπροσωπεύουν ένα σημαντικό μερίδιο της αγοράς. Αν και η IMS Research διαπίστωσε ότι η περιοχή αντιπροσωπεύει λιγότερο από το 1% των παγκοσμίων εγκαταστάσεων, το μερίδιο προβλέπεται να αυξηθεί κατά τέσσερις φορές περισσότερο από ότι το 2016. Επιπλέον, οι ετήσιες εγκαταστάσεις προβλέπεται να αυξηθούν κατά 50% κατά μέσο όρο για τα επόμενα χρόνια και αναμένεται να ξεπεράσουν το  1GW μέχρι το 2015.

Αξίζει να σημειωθεί ότι η Ταϋλάνδη αντιπροσωπεύει το μεγαλύτερο μέρος των εγκαταστάσεων στην περιοχή και θα είναι η πέμπτη μεγαλύτερη αγορά στην Ασία το 2012, μετά την Κίνα, την Ιαπωνία, την Ινδία και την Αυστραλία. Η ταχεία ανάπτυξη της οφείλεται από το ελκυστικό σύστημα κινητήρων Adder, ενώ το νέο σύστημα για τη προώθηση των συστημάτων στις στέγες αναμένεται το 2013.
Τέλος, η Ινδονησία, κατά τη διάρκεια των επόμενων τεσσάρων χρόνων, θα εγκαταστήσει 1 GW ηλιακής ενέργειας με αυτόνομο σύστημα καθώς θα αποτελεί την πιο αναπτυσσόμενη αγορά.

http://www.ecofinder.gr/news/%CE%95%CE%9D%CE%95%CE%A1%CE%93%CE%95%CE%99%CE%91/1/%CE%97_%CE%A4%CE%B1%CF%8B%CE%BB%CE%AC%CE%BD%CE%B4%CE%B7_%CE%BA%CE%B1%CE%B9_%CE%B7_%CE%99%CE%BD%CE%B4%CE%BF%CE%BD%CE%B7%CF%83%CE%AF%CE%B1_%CE%B5%CE%BD%CE%B9%CF%83%CF%87%CF%8D%CE%BF%CF%85%CE%BD_%CF%84%CE%B7%CE%BD_%CE%B1%CE%B3%CE%BF%CF%81%CE%AC_%CE%B7%CE%BB%CE%B9%CE%B1%CE%BA%CE%AE%CF%82_%CE%B5%CE%BD%CE%AD%CF%81%CE%B3%CE%B5%CE%B9%CE%B1%CF%82

Μικροβιακή κυψέλη καυσίμου παράγει ενέργεια από φυτά (video)

Μια κυψέλη καυσίμου που λειτουργεί με ηλεκτρόνια τα οποία βρίσκονται στο υπέδαφος και στις ρίζες ζωντανών φυτών ανέπτυξαν Ολλανδοί ερευνητές από το πανεπιστήμιο του Wageningen.
Κατά τη διαδικασία της φωτοσύνθεσης παράγεται οργανική ύλη. Οι ποσότητες οργανικής ύλης που δεν χρησιμοποιούνται από το φυτό διοχετεύονται στις ρίζες και στη συνέχεια εκκρίνονται στο έδαφος, όπου και διασπώνται από τα βακτήρια με αποτέλεσμα την απελευθέρωση ηλεκτρονίων.
Το μόνο που χρειάζεται σε αυτή τη φάση για την παραγωγή ηλεκτρισμού είναι ένα ηλεκτρόδιο που θα «αιχμαλωτίσει» τα ηλεκτρόνια.

Φυσικά αυτή δεν είναι νέα ανακάλυψη. Τα φυτά έχουν χρησιμοποιηθεί σε πολλές περιπτώσεις για να τροφοδοτήσουν με ενέργεια λαμπτήρες LED, ρολόγια και άλλες μικροσυσκευές.
Αυτό που κάνει ωστόσο τη Φυτική Μικροβιακή Κυψέλη Καυσίμου να ξεχωρίζει είναι ότι έχει  μικρότερο μέγεθος και μεγαλύτερη αποδοτικότητα.
Στόχος των ερευνητών είναι να αξιοποιήσουν τη φυτική μικροβιακή κυψέλη για να φτιάξουν «πράσινες» στέγες, ικανές να καλύψουν την ενεργειακή ζήτηση ενός νοικοκυριού με μέση κατανάλωση τις 2.800 κιλοβατώρες τον χρόνο.
Στα φυτά που μπορούν να χρησιμοποιηθούν περιλαμβάνονται όλοι οι κοινοί τύποι χλόης αλλά και ρυζιού στα θερμότερα κλίματα.
Το μεγάλο πλεονέκτημα της φυτικής κυψέλης έναντι των άλλων τεχνολογιών ΑΠΕ είναι ότι δεν ανταγωνίζεται για εκτάσεις, αφού η παραγωγή ηλεκτρισμού συντελείται στο υπέδαφος.



http://www.econews.gr/2012/11/28/futiki-mikroviaki-kupseli-kafsimou/

63 MW νέων φωτοβολταϊκών προστέθηκαν τον Οκτώβριο - Ξεπέρασαν το 1 GW τα Φ/Β πάρκα στο διασυνδεδεμένο σύστημα

Λιγοστές υπήρξαν οι προσθήκες νέων έργων ΑΠΕ στο διασυνδεδεμένο σύστημα τον μήνα Οκτώβριο, αφού σύμφωνα με τα επίσημα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ συνδέθηκαν 43,67 MW φωτοβολταϊκών πάρκων και 18,53 MW οικιακών φωτοβολταϊκών. Οι υπόλοιπες ΑΠΕ δεν είδαν την ισχύ τους να αυξάνεται και κατ’ επέκταση το σύνολο της ανανεώσιμης εγκατεστημένης ισχύος ανέρχεται πλέον σε 2961 MW συν άλλα 90 MW από την συμπαραγωγή.
Έστω και έτσι, τα φωτοβολταϊκά πάρκα στο διασυνδεδεμένο σύστημα ξεπέρασαν πλέον το ορόσημο του ενός γιγαβάτ, αφού η ισχύ τους έφτασε τα 1.017,97 MW, έναντι 974,30 MW τον Σεπτέμβριο. Αντίστοιχα, τα οικιακά φ/β ανήλθαν σε 262,81 MW έναντι 244,28 MW. Η δε παραγωγή των δύο αυτών κατηγοριών ΑΠΕ ανήλθε σε 224.727 και 39.619 μεγαβατώρες αντίστοιχα, σημειώνοντας σημαντική άνοδο στην περίπτωση των φωτοβολταϊκών πάρκων.

Στις υπόλοιπες ΑΠΕ δεν σημειώθηκε καμία νέα σύνδεση έργου, εκτός από την συμπαραγωγή, η οποία πρόσθεσε ένα μεγαβάτ ισχύος κατά τον Οκτώβριο. Μάλιστα, στην περίπτωση των αιολικών, έχει να γίνει προσθήκη ισχύος από τον Ιούνιο, γεγονός άκρως ανησυχητικό για την συνέχεια, αν η χώρα μας θέλει να επιτύχει τον στόχο του 2020.
Τέλος, όσον αφορά τα μη διασυνδεδεμένα νησιά, με βάση τα στοιχεία του ΔΕΔΔΗΕ προκύπτει ότι τον Οκτώβριο προστέθηκε ένα μεγαβάτ φωτοβολταϊκών, με το σύνολο των ΑΠΕ στην περίπτωση αυτή να φτάνει τα 396 MW.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64315

Μελέτη του ΙΕΝΕ για λογαριασμό της ΡΑΕ αναδεικνύει τη σημασία της Ελλάδας στην ηλεκτρική διασύνδεση της ΝΑ Ευρώπης

Το ΙΕΝΕ εκπόνησε  για λογαριασμό της ΡΑΕ μια σημαντική μελέτη με θέμα τις ηλεκτρικές διασυνδέσεις της Ελλάδας, προκειμένου να επαναπροσδιορισθεί η σημασία και ο ρόλος αυτών στην σημερινή πραγματικότητα και με βάση τις νεότερες πολιτικές, οικονομικές και ενεργειακές εξελίξεις στην χώρα μας και στην ευρύτερη περιοχή. Η μελέτη είναι διαθέσιμη στο ευρύ κοινό μέσω του site του Ινστιτούτου www.iene.gr

Βασικό θέμα της μελέτης του Ινστιτούτου είναι η στρατηγική σημασία των ηλεκτρικών διασυνδέσεων σε εθνικό και περιφερειακό επίπεδο. Η μελέτη κρίθηκε επίκαιρη και εξαιτίας των σημαντικών εξελίξεων στη μελέτη και προγραμματισμό τόσο νέων διεθνών ηλεκτρικών διασυνδέσεων όσο και στην υλοποίηση σχεδίων υπό διαμόρφωση τα τελευταία χρόνια που αφορούν κυρίως εγχώριες διασυνδέσεις. Στη μελέτη σημειώνεται χαρακτηριστικά ότι «η συστηματική ενασχόληση σε πολιτικό και τεχνοκρατικό επίπεδο με την επί χάρτου δημιουργία νέων μεγάλων αγωγών πετρελαίου και φυσικού αερίου και του υποτιθέμενου κομβικού ρόλου της χώρας στην χάραξη ενεργειακής πολιτικής σε περιφερειακό και παγκόσμιο επίπεδο, παρέλειπε τις ηλεκτρικές διασυνδέσεις σε εθνική και περιφερειακή βάση».

Η μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ στα ηλεκτρικά δίκτυα και οι απαιτήσεις λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας οδηγούν στην ανάγκη νέων μεγάλων ηλεκτρικών διασυνδέσεων με ευελιξία στην λειτουργία τους για την διαχείριση της παραγωγής των ΑΠΕ και την αποφυγή συμφόρησης στην μεταφορά. Είναι λοιπόν προφανής ο ρόλος που έχουν να παίξουν στο εξής τα συγκεκριμένα έργα, τα οποία θα έχουν πολιτικά και οικονομικά οφέλη για τις χώρες που θα τα υλοποιήσουν.

Σημειώνεται στη μελέτη ότι το ελληνικό σύστημα διαθέτει ήδη 5 διασυνδέσεις 400kV εναλλασσομένου ρεύματος, καθώς και διασύνδεση συνεχούς ρεύματος με την Ιταλία. Στα πλαίσια αυτά, εξετάζονται οι ελληνικές διασυνοριακές διασυνδέσεις που προτείνονται στη ΜΑΣΜ 2010-2014 και αφορούν τη Βουλγαρία και την Ιταλία. Παράλληλα, γίνεται λόγος και για την αξία της διασύνδεσης της Κύπρου με την Ελλάδα και το Ισραήλ, μέσω της κοινοπραξίας ΔΕΗ - Quantum Energy.


Τονίζεται ότι στην περίπτωση της Ελλάδας μάλιστα η οποία διαθέτει ήδη έναν ικανοποιητικό αριθμό διεθνών διασυνδέσεων, οι ηλεκτρικές διασυνδέσεις με τις γειτονικές και πλησίον χώρες, πέραν της ενεργειακής επάρκειας που εξασφαλίζουν, ενισχύουν την ορθολογική λειτουργία των δικτύων, αφού προσφέρουν την δυνατότητα εξισορρόπησης φορτίων (balancing) ενώ παράλληλα προάγουν το εμπόριο ηλεκτρικής ενέργειας συμβάλλοντας έτσι στην διαδικασία απελευθέρωσης της αγοράς και στην λειτουργία της εσωτερικής αγοράς στον ενεργειακό τομέα.

Η δημιουργία μάλιστα μεγάλης εγκατεστημένης ηλεκτρικής ισχύος σε Ισραήλ –Κύπρο – Ελλάδα στα επόμενα χρόνια αναπόφευκτα οδηγεί την περιοχή σε κατάσταση net exporter προς την Ευρώπη και με ανταγωνιστικό κόστος, ενισχύοντας έτσι τα σχέδια για τη δημιουργία διεθνών ηλεκτρικών διασυνδέσεων υψηλών προδιαγραφών και προηγμένης τεχνολογίας.

Επίσης, στη μελέτη δίδεται ιδιαίτερη έμφαση στις σχεδιαζόμενες μονάδες ηλεκτρισμού τόσο στο Ισραήλ και στην Κύπρο όσο και στην Κρήτη και επιχειρείται μια διεξοδική επισκόπηση των σεναρίων αναφορικά με την ηλεκτρική διασύνδεση των ελληνικών νήσων (Κυκλάδες, Δωδεκάνησα, Βόρειο Αιγαίο και Κρήτη) με το εθνικό σύστημα καθώς και με τον “Eurasia Interconnector”. 

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64174

Στα φωτοβολταϊκά στρέφεται η Κυπριακή ΜΤΝ

Καθαρότερο περιβάλλον και εξοικονόμηση πόρων είναι το αποτέλεσμα της καινοτομικής πρωτοβουλίας της εταιρίας τηλεπικοινωνιών ΜΤΝ Κύπρου για αντικατάσταση ηλεκτρογεννητριών από φωτοβολταϊκά συστήματα.
Η ΜΤΝ θέτει σε λειτουργία, έως το τέλος του χρόνου, τα πρώτα 15 υβριδικά φωτοβολταϊκά συστήματα για την παραγωγή ηλεκτρικού ρεύματος που κινεί τους σταθμούς βάσης της. Η κίνηση αυτή είναι πιλοτική και εντάσσεται σε ένα ευρύτερο σχέδιο ενεργειακής αναδιοργάνωσης της εταιρείας.

Συγκεκριμένα, η ΜΤΝ αντικαθιστά άμεσα τις ηλεκτρογεννήτριες με σύγχρονα φωτοβολταϊκά πλαίσια σε 15 σταθμούς κινητής τηλεφωνίας. Σε κάθε σταθμό εγκαθίστανται 2,15 Kwp φωτοβολταϊκών πλαισίων, τα οποία παράγουν από τον ήλιο περίπου 7-12 Kwh την ημέρα. Η ενέργεια από τη γεννήτρια αποθηκεύεται σε ειδικές μπαταρίες πολλών κύκλων βαθιάς εκφόρτισης ώστε να διασφαλιστεί η άρτια ηλεκτροδότηση του σταθμού.
«Για την ΜΤΝ, ανάπτυξη και προστασία του περιβάλλοντος είναι έννοιες συμπληρωματικές. Κάθε μοντέρνος οργανισμός οφείλει να υιοθετεί τις αρχές της πράσινης ενέργειας. Είμαστε ο τηλεπικοινωνιακός οργανισμός που κάνει την αρχή στην Κύπρο και καλούμε όλους να ακολουθήσουν αυτή την πρακτική που ωφελεί όλους μας», δήλωσε σχετικά ο Κοσμάς Αδάμ, Chief Technical and Information Officer της εταιρείας.
Με την αντικατάσταση η ΜΤΝ μειώνει σημαντικά την επίδρασή της στο περιβάλλον: με την αλλαγή οι εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα στην ατμόσφαιρα μειώνονται κατά 370.000Kg ετησίως, δηλαδή κατά 24.665Kg CO2 ανά σταθμό.
Παράλληλα, προκύπτει εντυπωσιακή εξοικονόμηση καυσίμου περίπου 142.500 λίτρων πετρελαίου ετησίως, δηλαδή 9.500 λίτρων καυσίμου ανά σταθμό.
Κάθε ηλεκτρογεννήτρια τηλεπικοινωνιακού σταθμού λειτουργεί 24 ώρες Χ 365 μέρες τον χρόνο, καταναλώνοντας ετησίως 12.440 λίτρα καυσίμου και εκπέμποντας περίπου 33,300Kg διοξειδίου του άνθρακα στην ατμόσφαιρα.

Ως υπεύθυνος εταιρικός πολίτης, η ΜΤΝ δραστηριοποιείται για την προστασία του περιβάλλοντος, ενώ συγκαταλέγεται πλέον στους τηλεπικοινωνιακούς οργανισμούς που προωθούν τη χρήση της πράσινης ενέργειας και τις σύγχρονες πολιτικές βιώσιμης ανάπτυξης.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=64310

Διαγωνισμό για υπεράκτια αιολικά 450 MW προκηρύσσει η Δανία

Δημόσιο διαγωνισμό για την κατασκευή υπεράκτιων αιολικών έργων συνολικής ισχύς 450 μεγαβάτ θα διεξάγει η Δανία, όπως ανακοίνωσε το Υπουργείο Κλίματος, Ενέργειας και Κτιριών της χώρας.
Οι τοποθεσίες που έχουν επιλεγεί για την κατασκευή των πάρκων είναι στις περιοχές Bornholm, Smaaland, Sejeroe και Saeby ενώ υπάρχουν και δύο επιπλέον περιοχές νοτίως και βορείως της Δανίας στη Βόρεια Θάλασσα.

Τα έργα θα κατασκευαστούν σε απόσταση τουλάχιστον 4 χλμ από τις ακτές.
Η κυβέρνηση έχει θέσει ως στόχο τα υπεράκτια πάρκα να είναι έτοιμα να παράγουν ενέργεια το αργότερο έως το 2020 και βάσει των εκτιμήσεων που έχουν γίνει, η παραγωγή των πάρκων θα είναι αρκετή για να καλύψει τις ενεργειακές ανάγκες 500.000 νοικοκυριών.
Σημειώνεται ότι η αύξηση της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας αποτελεί το βασικό μέρος της εθνικής στρατηγικής για την ενέργεια που υιοθέτησε η Δανία νωρίτερα αυτό το χρόνο, για την οποία μάλιστα έχουν  συμφωνήσει και τα κόμματα της αντιπολίτευσης.

http://www.energypress.gr/news/Diagwnismo-gia-yperaktia-aiolika-450-MW-prokhryssei-h-Dania

SolarMax: Ιδρύει νέες κεντρικές εγκαταστάσεις στην Ελβετία

Η Sputnik Engineering – που ιδρύθηκε το 1991 και σήμερα αποτελεί έναν από τους πρώτους σε παγκόσμια κλίμακα κατασκευαστές μετατροπέων – παράγει και διακινεί για περισσότερα από 20 χρόνια ηλιακούς μεατροπείς με σύνδεση δικτύου της μάρκας SolarMax. Μετά από τη ραγδαία ανάπτυξη της εταιρείας, ο χώρος πλέον δεν επαρκούσε στις μέχρι πρότινος υπάρχουσες εγκαταστάσεις στην Ελβετία. Έτσι, στο ελβετικό τμήμα του Biel, όπου άλλωστε είχε την έδρα της η SolarMax μέχρι πρότινος, δημιουργήθηκαν νέες εγκαταστάσεις με το βλέμμα στραμμένο στο μέλλον, οι οποίες συνδέουν πλέον τους τομείς σχεδιασμού, παραγωγής, αποθήκευσης, διοίκησης, καθώς και γραφεία προσφέροντας χώρο εργασίας για 500 συνεργάτες.
Η φιλικότητα προς το περιβάλλον και η ενεργειακή απόδοση παίζουν αποφασιστικό ρόλο στις νέες εγκαταστάσεις της SolarMax. H εταιρεία είναι πιστοποιημένη σύμφωνα με το πρότυπο διαχείρισης περιβάλλοντος ISO 14001:2004 και η παραγωγή της γίνεται με μηδενική παραγωγή CO2. Tην παραγωγή θερμότητας αναλαμβάνει το σύστημα θέρμανσης με πλακίδια ξύλου, ενώ η μηχανική ψύξη μειώθηκε κατά το δυνατόν περισσότερο. Για παράδειγμα, τα παραγωγής θερμότητας συστήματα δοκιμής των μετατροπέων ψύχονται με φρέσκο αέρα. Επίσης, το χειμώνα χρησιμοποιείται η απολεσθείσα θερμότητα, που παράγεται κατά την παραγωγή, για τη θέρμανση του χώρου παραγωγής.

Η κατανάλωση ρεύματος στο κτίριο καλύπτεται εξ' ολοκλήρου με ανανεώσιμες πηγές ενέργειας – ένα σημαντικό μέρος από αυτό καλύπτεται από τη φωτοβολταϊκή εγκατάσταση στη στέγη. Η εγκατάσταση με απόδοση 220 kW αποδίδει 200.000 kWh πράσινης ηλεκτρικής ενέργειας σε ετήσια βάση. Αυτό επιτρέπει στη SolarMax να τροφοδοτήσει με ρεύμα 50 νοικοκυριά ανά έτος. Εφόσον παραχθεί περισσότερο ρεύμα από όσο χρειάζεται, η SolarMax το τροφοδοτεί στο δίκτυο της δημοτικής υπηρεσίας παροχής ενέργειας Energie Service Biel/Bienne (ESB). Εδώ, δε χρησιμοποιείται καταβολή πληρωμής για τροφοδοσία ηλεκτρικού ρεύματος (KEV).
Η SolarMax ωστόσο δεν αρκείται μόνο στην παραγωγή ενέργειας προς όφελος της βιωσιμότητας. Έτσι, το νέο συγκρότημα αποτελείται κατά κύριο λόγο από ξύλο. Χρησιμοποιήθηκαν 3.370 m3 ακατέργαστου ξύλου από τις Άλπεις και την προχώρα των Άλπεων της Ελβετίας, Αυστρίας και Γερμανίας και δεσμεύουν 2.440 τόνους CO2 για ολόκληρη τη διάκρεια ζωής του κτιρίου. Εκτός αυτού η κατασκευή αντιστοιχεί στα στάνταρ της ελβετικής MINERGIE® αποτελώντας, μεταξύ άλλων, ένα οικονομικό ενεργειακό πρότυπο, υψηλής άνεσης και αξίας σε βάθος χρόνου.
„Όταν η SolarMax το 2004 παραλάμβανε τις προηγούμενες κεντρικές της εγκαταστάσεις στο Höheweg του Biel, η εταιρεία μετρούσε  μόλις 17 συνεργάτες. Η τωρινή μετακόμιση έγινε με περίπου 300 συνεργάτες“, λέει ο Christoph von Bergen, CEO της Sputnik Engineering AG. „Οι νέες μας εγκαταστάσεις αποτελούν άλλο ένα θεμέλιο στην ιστορία της εταιρείας μας, με το οποίο επενδύουμε δυναμικά στο μέλλον των φωτοβολταϊκών σην Ελβετία. Από εδώ θα συνεχίζουμε να εφοδιάζουμε και στο μέλλον τις παγκόσμιες αγορές με υψηλής ποιότητας προϊόντα και άψογο σέρβις.“

http://www.energypress.gr/news/SolarMax-idryei-nees-kentrikes-egkatastaseis-sthn-Elbetia

Το μεγαλύτερο συμβόλαιο προμήθειας φ/β στην ιστορία της ανακοίνωσε η Yingli

Η Yingli Americas, θυγατρική της κινεζικής εταιρίας κατασκευής φωτοβολταϊκών Yingli Green Energy, προχώρησε στην υπογραφή της μεγαλύτερης σύμβασης που έχει εξασφαλίσει ποτέ η εταιρία για την προμήθεια πάνελ.
Η συμφωνία έγινε με την Fluor Corp, η οποία ανέλαβε την κατασκευή του έργου,  και περιλαμβάνει την προμήθεια πάνελ συνολικής ισχύος 200 MW  (DC) για την κατασκευή φωτοβολταϊκού πάρκου 170 MW (AC) στην Καλιφόρνια.
Το έργο, ιδιοκτησίας της Centinela Solar Energy Facility,  αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία στα μέσα του 2014.

Όσον αφορά την πώληση της παραγόμενης ενέργειας, έχει ήδη υπογραφεί 20ετής σύμβαση με την εταιρία ηλεκτρισμού  San Diego Gas & Electric.

http://www.energypress.gr/news/To-megalytero-symbolaio-promhtheias-f-b-sthn-istoria-ths-anakoinwse-h-Yingli

ΣΕΦ: Δώστε 4 γιγαβάτ στα φωτοβολταϊκά για να μη χαθούν 20.000 θέσεις εργασίας

Mε δύο εμπεριστατωμένες επιστημονικές μελέτες που εκπονήθηκαν από το ΑΠΘ, Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών, Εργαστήριο Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας (Εργαστήριο ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ), για λογαριασμό του Συνδέσμου Εταιριών Φωτοβολταϊκών, ο ΣΕΦ θέτει δυναμικά στο προσκήνιο το αίτημά του για αναθεώρηση του εθνικού στόχου, όσον αφορά τα φωτοβολταϊκά, έτσι ώστε να «πάρουν» 6 γιγαβάτ έως το 2020, έναντι των 2,2 που τους έχουν κατανεμηθεί σήμερα.
Οι μελέτες αυτές αφορούν στην επίπτωση της διείσδυσης φωτοβολταϊκών σταθμών στην ελληνική χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ως το 2020 και στον υπολογισμό της ικανότητας συνεισφοράς σε ισχύ (capacity credit) των φωτοβολταϊκών σταθμών στο ελληνικό σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας.
Από τις μελέτες αποδεικνύεται ότι η αύξηση του εθνικού στόχου για τα φωτοβολταϊκά ως το 2020 από 2,2 γιγαβάτ (GWp) σε 6 γιγαβάτ δεν συνεπάγεται επιβάρυνση των καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας. Όμως, με τον τριπλασιασμό της διείσδυσης των  φωτοβολταϊκών, όχι απλώς προστατεύεται το περιβάλλον και μειώνεται η εξάρτηση της χώρας από τα εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα, αλλά διασφαλίζονται και χιλιάδες θέσεις εργασίας, σε μια περίοδο πρωτοφανούς ανεργίας.
Όπως ανέφεραν σήμερα τα στελέχη του ΣΕΦ σε ενημερωτική εκδήλωση, το τελευταίο διάστημα, τα φωτοβολταϊκά ενοχοποιούνται συχνά για τη διόγκωση του ελλείμματος του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ. Τεχνηέντως, συγχέονται δύο παράμετροι σχετικοί με τα φωτοβολταϊκά, που συμβάλλουν στην αύξηση των εξόδων του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ:
·         η επίδραση στο κόστος για τους καταναλωτές από την αλλαγή του μίγματος ηλεκτροπαραγωγής, λόγω της ταχύτερης από το αναμενόμενο διείσδυσης των φωτοβολταϊκών,
·         το ύψος των εγγυημένων τιμών πώλησης που ίσχυαν μέχρι πρότινος για τα φωτοβολταϊκά (και μειώθηκαν δραστικά τον Αύγουστο του 2012)
Η ανάγκη για την ενίσχυση των φωτοβολταϊκών, όπως και των υπολοίπων ΑΠΕ, απορρέει τόσο από κοινοτικές δεσμεύσεις όσο και από την εθνική νομοθεσία, η οποία προβλέπει τη διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή κατά τουλάχιστον 40% έως το 2020. Η ενίσχυση αυτή παρέχεται με την εξασφάλιση εσόδων για τον Ειδικό Λογαριασμό ΑΠΕ. Πέραν των εκτάκτων εσόδων (δημοπρασίες δικαιωμάτων εκπομπών CO₂, φόρος λιγνίτη, ποσοστό του ανταποδοτικού τέλους ΕΡΤ κλπ.), βασικές πηγές εσόδων για τον Ειδικό Λογαριασμό ΑΠΕ αποτελούν:
·         το ΕΤΜΕΑΡ (Ειδικό Τέλος Μείωσης Εκπομπών Αερίων Ρύπων – πρώην τέλος ΑΠΕ)
·         η Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ)
Αν η ΟΤΣ κρατείται τεχνητά χαμηλή, όπως συμβαίνει σήμερα, πρέπει να αντισταθμίζεται από στρεβλά υψηλό ΕΤΜΕΑΡ (ή να εμφανίζεται ένα πλασματικό έλλειμμα στον Ειδικό Λογαριασμό ΑΠΕ).

Τεχνητά χαμηλή ΟΤΣ

Όπως ανέφεραν τα στελέχη του ΣΕΦ, η Οριακή Τιμή Συστήματος διατηρείται τεχνητά χαμηλή λόγω:
·         μη συστηματικής χρέωσης του κόστους λιγνίτη και υδάτων
·         αλλαγής του ενεργειακού μίγματος (αυξανόμενη διείσδυση των ΑΠΕ)
·         του μηχανισμού ανάκτησης μεταβλητού κόστους (cost recovery) σε συνδυασμό με τον κανόνα 30%, που ισχύει για την ενίσχυση των σταθμών ηλεκτροπαραγωγής με φυσικό αέριο
Τα φωτοβολταϊκά μειώνουν την ΟΤΣ. Υπολογίστηκε ότι η επίδραση είναι της τάξης των 2,8 €/ΜWh ανά GWp εγκατεστημένης ισχύος φωτοβολταϊκών. Τα 2,2 GWp λοιπόν της πρώτης φάσης ανάπτυξης των φωτοβολταϊκών μειώνουν την ΟΤΣ κατά  περισσότερο από 6 €/ΜWh.
 
Ο μηχανισμός cost recovery σε συνδυασμό με τον κανόνα 30%, μειώνουν επίσης την ΟΤΣ.

Υπολογίστηκε ότι η επίδραση, απουσία φωτοβολταϊκών, είναι της τάξης των 13 €/ΜWh. Συνδυαστικά, η κατάργηση του μηχανισμού και η “απενεργοποίηση” των 2,2 GWp φωτοβολταϊκών θα εκτίνασσε την ΟΤΣ κατά περίπου 20 €/ΜWh (από 55 €/ΜWh σε 75 €/ΜWh). Μόνο για τα 2,2 GWp των φωτοβολταϊκών, αυτό συνεπάγεται μια τεχνητή διόγκωση του ελλείμματος του Ειδικού Λογαριασμού AΠE κατά περίπου 65 εκ. € ετησίως.
Η ΟΤΣ, όπως υπολογίζεται σήμερα, είναι μια τιμή αναφοράς που στερείται φυσικού νοήματος. Δεν αντιστοιχεί στο πραγματικό κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας. Ακόμη και χωρίς τη χρέωση κόστους λιγνίτη και υδάτων, χωρίς την κατάργηση του μηχανισμού cost recovery σε συνδυασμό με τον κανόνα 30%, και απουσία  φωτοβολταϊκών, υπολογίστηκε ότι το κόστος προμήθειας της ΔΕΗ θα ήταν περίπου 65 €/ΜWh (ήδη 10 €/ΜWh υψηλότερο από την ΟΤΣ).
 
Τα φωτοβολταϊκά μειώνουν την ΟΤΣ
 
Ο καταναλωτής, που χρηματοδοτεί μέσω του ΕΤΜΕΑΡ την ανάπτυξη των φωτοβολταϊκών, θα έπρεπε να ωφελείται από τη μείωση της ΟΤΣ και, κατ’ επέκταση, του κόστους προμήθειας της ΔΕΗ. Υπολογίστηκε ότι το κόστος προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας μειώνεται κατά περίπου 1 €/ΜWh ανά GWp εγκατεστημένης ισχύος φωτοβολταϊκών. Τα 2,2 GWp λοιπόν της πρώτης φάσης ανάπτυξης των φωτοβολταϊκών μειώνουν το κόστος προμήθειας της ΔΕΗ κατά  περίπου 120 εκ. €/έτος. Η ΔΕΗ δεν περνά το όφελος αυτό στους καταναλωτές αλλά το κρατά στην κερδοφορία της. Θα έπρεπε το ποσό αυτό να αποτελεί πόρο του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ, ώστε να μην “διπλοχρεώνονται” οι καταναλωτές.
Φαίνεται λοιπόν πως ένα ποσό, της τάξης των 3 €/MWh του ΕΤΜΕΑΡ, για το οποίο ενοχοποιούνται τα φωτοβολταϊκά, δεν καταλήγει σε αυτά, λόγω του στρεβλού τρόπου με τον οποίο λειτουργεί η χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.
 
Ναι στα ΑΔΙ

Επίσης, η ΔΕΗ, λόγω της παράλληλης εμπλοκής της στην παραγωγή και την προμήθεια, έχει καθαρό αρνητικό αποτέλεσμα από την εφαρμογή του μηχανισμού cost recovery σε συνδυασμό με τον κανόνα 30%, που υπολογίστηκε σε περίπου 2,5 €/ΜWh, δηλαδή περίπου 135 εκ. €/έτος. Η ΔΕΗ επιθυμεί λοιπόν την κατάργηση του μηχανισμού, ώστε να διευρύνει το μερίδιο των λιγνιτικών της μονάδων στην ηλεκτροπαραγωγή εις βάρος των μονάδων φυσικού αερίου των ιδιωτών παραγωγών. Η δυνατότητα πάντως κάλυψης ελλείπουσας παραγωγής φυσικού αερίου από λιγνίτη αμφισβητείται, καθώς δεν είναι περιβαλλοντικά ορθή και, πάντως, είναι αδύνατη σε περιβάλλον υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ. Οι μονάδες φυσικού αερίου είναι απαραίτητες για τη λειτουργία της αγοράς και πρέπει να υποστηριχθούν με ενίσχυση των Αποδεικτικών Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ) και παράλληλη κατάργηση του μηχανισμού cost recovery σε συνδυασμό με τον κανόνα 30%  (υπολογίστηκε ότι απαιτείται υπερδιπλασιασμός των ΑΔΙ).
 
Από το 2015, ότι τους αντιστοιχεί

Ισχύ στο σύστημα προσφέρουν όμως και οι ΑΠΕ και ιδιαίτερα τα φωτοβολταϊκά με τρόπο εξαιρετικά προβλέψιμο (λειτουργούν ήδη σε χώρες, όπως η Γερμανία, μοντέλα πρόβλεψης, με βάση την αναμενόμενη ηλιοφάνεια της επόμενης ημέρας). Υπολογίστηκε ότι το ισοδύναμο ΑΔΙ που θα έπρεπε να απολαμβάνουν τα φωτοβολταϊκά είναι της τάξης του 27% αυτού που λαμβάνουν οι συμβατικές μονάδες (συγκριτικά για τα αιολικά το αντίστοιχο ΑΔΙ είναι περίπου 14%). Σε ένα αναμορφωμένο πλαίσιο ΑΔΙ, με υπερδιπλασιασμό των ΑΔΙ που λαμβάνουν οι μονάδες φυσικού αερίου, το ΑΔΙ των φωτοβολταϊκών αντιστοιχεί σε περίπου 20 €/ΜWh ή περίπου 30% στο κόστος ηλεκτροπαραγωγής απουσία φωτοβολταϊκών. Ορθά λοιπόν έχει προβλεφθεί από το 2015 εγγυημένη τιμή για τα φωτοβολταϊκά 1,3*ΟΤΣ, παρότι πρέπει η ΟΤΣ να αντικατασταθεί από το πραγματικό κόστος ηλεκτροπαραγωγής.
Μετά το 2015 οι στρεβλώσεις της χονδρεμπορικής αγοράς ενέργειας θα πρέπει να έχουν κατ΄ ανάγκη αρθεί, ως αποτέλεσμα της προσαρμογής της στο ευρωπαϊκό μοντέλο (target model). Υπολογίστηκε ότι με βάση τις προβλεπόμενες αντικαταστάσεις συμβατικών μονάδων, αύξηση της διείσδυσης των αιολικών περίπου στα 4,5 GW και διείσδυση των φωτοβολταϊκών στα 3,1 GWp (168 MW/έτος κατά μέσο όρο την περίοδο 2014-2020), η ΟΤΣ θα ξεπεράσει το 2020 τα 76 €/MWh.
 
Η αύξηση στόχου δεν επιβαρύνει

Αύξηση του ρυθμού διείσδυσης των φωτοβολταϊκών την περίοδο 2015-2020, κατά την οποία ισχύουν εγγυημένες τιμές μόλις 30% μεγαλύτερες από την ΟΤΣ, σε 650 ΜWp νέα φωτοβολταϊκά ανά έτος, οδηγούν σε συγκράτηση της ΟΤΣ το 2020 στην τιμή της το 2015, η οποία εκτιμάται περίπου 2,3 €/MWh χαμηλότερα, επιβεβαιώνοντας την αρχή ότι η αυξημένη διείσδυση των ΑΠΕ οδηγεί μακροπρόθεσμα σε μείωση του κόστους ηλεκτροπαραγωγής. Πρόκειται για εξοικονόμηση της τάξης των 130 εκ. ετησίως, που μπορεί να μειώσει το τιμολόγιο λιανικής ή να αποτελέσει πόρο του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ.
Η επιβάρυνση του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ το 2020 από την αύξηση της διείσδυσης των φωτοβολταϊκών (στα 6 GWp) υπολογίστηκε στα 135 εκ. €, δηλαδή αφαιρουμένης και της εξοικονόμησης που προκαλείται από τη συγκράτηση της ΟΤΣ, μια καθαρή επιβάρυνση των καταναλωτών της τάξης των 5 εκ. € ετησίως ή περίπου 0,1 €/ΜWh! Ο τριπλασιασμός λοιπόν του εθνικού στόχου για τα φωτοβολταϊκά δεν συνεπάγεται επιβάρυνση των καταναλωτών.
Τεράστιο όφελος
Όμως, με την αύξηση της διείσδυσης των φωτοβολταϊκών  στα 6 GWp ως το 2020 και με πρακτικά μηδενικό κόστος:
·         Διασφαλίζουμε 17.500-21.000 θέσεις εργασίας
·         Αποφεύγουμε την έκλυση έως και 2,6 εκατ. τόνων διοξειδίου του άνθρακα στην ατμόσφαιρα κάθε χρόνο
Για τους παραπάνω λόγους, ο Σύνδεσμος Εταιριών Φωτοβολταϊκών ζητά:

• Αύξηση του εθνικού στόχου για τα φωτοβολταϊκά (από 2,2 σε 6 GWp ως το 2020)

• Άρση της αναστολής αδειοδότησης νέων φωτοβολταϊκών σταθμών (μέτρο που ισχύει από τον Αύγουστο του 2012 και απλά ενισχύει το παρεμπόριο αδειών)

http://www.energypress.gr/news/SEF:-Dwste-4-gigabat-sta-fwtoboltaika-gia-na-mh-hathoyn-20.000-theseis-ergasias