TCL Zhonghuan wandelt 20 GW TOPCon-Zellenkapazität in Rückseitenkontakt um
Der chinesische Solarmodulhersteller TCL Zhonghuan hat die Genehmigung des Vorstands für ein Kapazitätserweiterungsprojekt im Wert von 2,6 Milliarden CNY (382 Millionen US-Dollar) erhalten, um 20 GW bestehender TOPCon-Zellenkapazität in Produktionslinien für Rückseitenkontaktzellen (BC) umzuwandeln – 6 GW in Quzhou und 14 GW in Xinzhou – sowie 25 GW TOPCon-Modulkapazität in BC-Modullinien an fünf Standorten aufzurüsten. Die BC-Zellen- und Modullinien werden voraussichtlich ab Q3 2026 hochfahren und bis Q1 2027 die volle Produktion erreichen. Separat deckt die Rahmenbeschaffung von Datang Group für 2026–2027 11 GW PV-Module (6 GW TOPCon, 1 GW HJT, 4 GW BC) und 9,5 GW Wechselrichter ab, wobei die BC-Modul-Gebotspreise zwischen 0,790–0,812 CNY/W und TOPCon zwischen 0,705–0,800 CNY/W liegen.
Longi startet 21 GW Rückseitenkontakt-Zellenproduktion mit Kupferlegierungs-Metallisierung
Longi hat die Produktion in einer 21 GW Produktionslinie für Rückseitenkontaktzellen (BC) an seinem Standort Xixian in der Provinz Shaanxi aufgenommen. Dies markiert den ersten Gigawatt-Einsatz seiner Alloy Contact Matrix (ACM) Metallisierungstechnologie, die herkömmliche Silberpaste durch eine Kupferlegierung ersetzt. ACM verfügt über eine nanoskalige Sperrschicht, die die Kupferdiffusion verhindert, ein Kupferlegierungsmaterial, das die Oxidationsbeständigkeit verbessert, und eine Matrix-Punktkontaktstruktur, die die Metall-Silizium-Kontaktfläche und Rekombinationsverluste reduziert. Von der deutschen ISFH zertifiziert, erreicht die Zelle einen Wirkungsgrad von 27,6 % und eine Modulleistung von 672 W (TÜV Rheinland zertifiziert). Der primäre kommerzielle Treiber ist die Kostenreduzierung, da Silberpaste die größten Nicht-Silizium-Kosten in BC-Zellen darstellt. Longi hat noch keine Angaben zur Produktionsausbeute oder zur langfristigen Zuverlässigkeit im Freien gemacht.
Großbritannien genehmigt PV-Projekte mit einer Gesamtleistung von 1,2 GW
Die britische Regierung hat innerhalb von fünf Tagen Genehmigungen für drei große Solarenergieprojekte mit einer Gesamtleistung von 1,2 GW erteilt, die alle mit Batteriespeichersystemen ausgestattet sind. Die 740 MW One Earth Solar Farm bei Lincoln (PS Renewables/Perigus Energy), die 320 MW Peartree Hill Solar Farm in East Yorkshire (RWE) und die 150 MW Dean Moor Solar Farm in West Cumbria (ib vogt/Firma Energy) wurden im Rahmen des National Significant Infrastructure Planning-Verfahrens genehmigt, das für englische Solarprojekte ab 100 MW erforderlich ist. Die Genehmigungen erfolgen kurz vor der Eröffnung der achten Ausschreibungsrunde für Contracts for Difference am 20. Juli. Großbritannien strebt bis 2030 mindestens 45 GW installierte Solarkapazität an, gegenüber 22,6 GW im Mai 2025.
Argentinien vergibt 700,5 MW Batteriespeicher für kritische Netzknotenpunkte
Das argentinische Energieministerium hat im Rahmen der AlmaSADI-Ausschreibung durch die Resolution 155/2026 offiziell 20 BESS-Projekte mit einer Gesamtleistung von 700,5 MW vergeben, was einer geschätzten Investition von 700 Millionen US-Dollar entspricht. Die Projekte erstrecken sich über sieben Regionen: Provinz Buenos Aires (185 MW), Nordwestargentinien (150 MW), Chaco-Formosa (161,5 MW), Misiones-Corrientes (50 MW), Entre Ríos (50 MW), Santa Fe (36 MW) und die Region Pampa (68 MW), vergeben an fünf Entwickler, angeführt von Genneia (7 Projekte) und DQD Energy (8). Die Ausschreibung zog 235 technische Gebote mit einer Gesamtleistung von 8.338 MW an – mehr als das Elffache des Ziels von 700 MW. Dies folgt auf die AlmaGBA-Ausschreibung, die 713 MW für das Großraumbüro Buenos Aires vergab, die gemeinsam dazu dienen, schnelle Nachfragereaktionen, Flexibilität bei der Einspeisung und Netzstabilität in überlasteten Regionen zu gewährleisten.
Brasilianischer Netzbetreiber warnt vor möglichen Abschaltungen von bis zu 40 GW bis 2030
Der brasilianische Nationale Netzbetreiber (ONS) hat seinen Mittelfristigen Betriebsplan 2026–2030 veröffentlicht und warnt, dass die Abschaltungen von Wind- und Solarenergie zwischen 2027 und 2030 jährlich 40 GW erreichen könnten. Dies wird durch erneuerbare Überschüsse während der Spitzenstunden der Sonneneinstrahlung bei geringer Nachfrage und Überlastung der Übertragungsnetze verursacht. Eine Sensitivitätsanalyse zeigte, dass die Hinzufügung von 4 GW neuer Last die Abschaltungen um weniger als 800 MW reduzieren würde. Der ONS prognostiziert eine Spitzenlast von etwa 129 GW bis 2030 (+17 % gegenüber 2025), eine installierte Gesamtkapazität von 269 GW, zentralisierte Wind-/Solarenergie von fast 60 GW, die auf 77 GW steigen könnte, und dezentrale Erzeugung von über 43 GW. Geplante Investitionen in die Übertragungsnetze belaufen sich auf 28,1 Milliarden BRL (ca. 5,45 Milliarden US-Dollar), einschließlich 5.301 km neuer Leitungen. Der ONS fordert den Einsatz von BESS, Nachfragereaktionen und eine bessere Abstimmung der erneuerbaren Expansion mit dem Nachfragewachstum.
Unigrid stellt Natrium-Ionen-Heimspeicher vor
Das in Kalifornien ansässige Unternehmen Unigrid hat Na+Casa auf den Markt gebracht, sein erstes Heimspeichersystem, das proprietäre Natrium-Chrom-Oxid (NaCrO₂) Kathodentechnologie verwendet. Es verspricht eine Lebensdauer von 10.000 Zyklen bei 100 % Entladetiefe (über 27 Jahre tägliches Zyklieren) mit einigen kommerziellen Produkten, die für über 30.000 Zyklen ausgelegt sind. Das wandmontierbare Gerät wiegt 108,9 kg, misst 477 × 869 × 269 mm und liefert 9,25 kWh nutzbare Energie bei einer Nennspannung von 46,4 V. Es unterstützt das Laden von -20 °C bis 60 °C und das Entladen von -40 °C bis 60 °C und eliminiert Lithium-Ionen-Brandrisiken. Der Standard-Lade-/Entladestrom beträgt 50 A mit einer Pulsfähigkeit von 200 A. Die UN 38.3 Transportzertifizierung wurde erteilt; CE und UL 9540/1973 sind anhängig. Europäische Installationen sind im Gange, ein US-Start ist für Ende 2026 geplant. Unigrid strebt eine jährliche Zellproduktion von 1 GWh im Jahr 2026 an.
Netzausbau, Speicher und Flexibilität hinken dem europäischen Erneuerbaren-Wachstum hinterher
Ein Bericht des European Climate Neutrality Observatory (ECNO) warnt, dass der Netzausbau, die Stromspeicherung und Flexibilitätsmaßnahmen nicht mit dem Wachstum der erneuerbaren Kapazitäten Schritt halten. Variable erneuerbare Energien erreichten 2025 30 % der EU-Stromerzeugung, aber das Wachstum von 2020–2025 war viel zu langsam, um das Ziel von 58 % bis 2030 zu erreichen. Wichtige Hindernisse sind Abschaltungen und Flexibilitätsbeschränkungen, die verhindern, dass der Anteil erneuerbarer Energien proportional zur installierten Kapazität steigt. Ein jährliches Wachstum der Investitionen in Verteilnetze von 12–25 % ist erforderlich. Die Einführung von intelligenten Stromzählern verzögert sich und blockiert die Flexibilität auf der Nachfrageseite, während viele Kapazitätsmechanismen immer noch Gaskraftwerke gegenüber Batterien bevorzugen. Hauptautor Eike Velten betonte, dass dynamische Tarife ohne intelligente Stromzähler nutzlos sind. Ein früherer Ember-Bericht identifizierte eine Lücke von etwa 120 GW zwischen der geplanten Ausweitung erneuerbarer Energien und der verfügbaren Netzkapazität in den meisten EU-Mitgliedstaaten.
Software kann 300 GW Kapazität im US-Stromnetz ohne neue Kraftwerke freisetzen
Fortschrittliche Netz-Scanning-Software kann innerhalb von 3–5 Jahren 300 GW versteckte Kapazität im bestehenden US-Stromnetz freisetzen, ohne neue Kraftwerke oder Übertragungsleitungen zu bauen, so GridCARE CEO Amit Narayan im Energy Empire Podcast mit Jigar Shah. Das US-Stromnetz arbeitet nur zu etwa 33 % seiner Kapazität aufgrund jahrzehntealter N-2-Notfallplanungen, die 100 Millionen mögliche Fehlerkombinationen über etwa 10.000 Systemteile abdecken. Eine Analyse der Duke University von Tyler Norris ergab, dass, wenn große Verbraucher nur 0,25 % des Jahres (ca. 2 Spitzenlaststunden) Abschaltungen akzeptieren, das Netz fast 100 GW neue Nachfrage aufnehmen kann. Bewährte Ergebnisse umfassen National Grid (NY), das über 650 MW identifizierte, Portland General Electric, das 400 MW für sechs Rechenzentren Jahre im Voraus freischaltete, und PJM, das 811 Stromerzeugungsanträge (220 GW) in weniger als einer Stunde prüfte. Die Hauptherausforderung ist das institutionelle Vertrauen – Planungsabteilungen von Versorgungsunternehmen verwenden statische Modelle, die die Betriebsteams bereits einsetzenden Flexibilitätsressourcen ignorieren.
Schweiz installiert 2025 1,33 GW Solar
Die Schweiz hat 2025 1,33 GW neue Solar-PV-Kapazität installiert, ein Rückgang von 1,8 GW im Jahr 2024 – der erste jährliche Rückgang seit 2017 – und bringt die kumulierten Installationen laut Swissolar-Daten auf 9.498,6 MW in 338.270 Systemen. Die Solarstromerzeugung erreichte fast 8 TWh und deckte 13,71 % des Stromverbrauchs ab, ein Anstieg von 33,3 % gegenüber dem Vorjahr. Nach Segmenten führten Gewerbe/Industrie mit 547 MW; Einfamilienhäuser fügten 25.562 Systeme hinzu (342,9 MW, durchschnittlich 13,4 kW); Mehrfamilienhäuser 5.800 Systeme (204,4 MW); landwirtschaftliche Gebäude 110 MW; öffentliche Gebäude 65,6 MW; und Freiflächenanlagen nur 33,3 MW in 50 Installationen. Batteriespeicher stiegen um 70 % gegenüber dem Vorjahr mit 27.775 neuen Systemen mit insgesamt 485.000 kWh und erreichten kumulativ 1,38 GWh in 93.500 Systemen. Swissolar führte die Verlangsamung der PV auf Unsicherheiten im Energiemarkt und in der Bundespolitik zurück und forderte zusätzliche Anreize für Eigenverbrauch und lokale Strommodelle.
Chinas Polysiliziumpreise fallen, während die Produktion wieder ansteigt und das Überangebot anhält
Der Preis für monokristallines Polysilizium in China fiel laut dem OPIS Global Solar Markets Report wöchentlich um 2,12 % auf 32,286 CNY/kg (4,75 $/kg). Ein führender Hersteller sicherte sich Verkäufe zu etwa 32 CNY/kg und etablierte damit einen Benchmark, während kleinere Anbieter unter diesem Niveau verhandeln. Die heimische Produktion erholte sich erheblich: Juni ca. 93.000 MT (vs. ca. 85.000 MT im Mai), August-Prognose potenziell über 110.000 MT, was dem Niveau von 2025 entspricht. Die regenreiche Jahreszeit in Wasserkraftgebieten treibt die Produktionssteigerung mit erwarteten 50.000–60.000 MT an, was die Preise unter den Produktionskosten hält. China hat drei verbindliche nationale Energiestandards veröffentlicht, die ab dem 1. Januar 2027 gelten: Schwellenwerte für Siemens-Prozess-Polysilizium von 5,0/5,5/6,4 kgce/kg und für FBR-Granulat-Polysilizium von 3,6/4,0/5,0 kgce/kg nach Güteklasse. Branchenschätzungen zufolge könnten etwa 30 % der bestehenden Kapazität betroffen sein, aber etwa 2 Millionen Tonnen/Jahr (entspricht 900 GW jährlicher Modulproduktion) würden weiterhin in Betrieb bleiben, was bedeutet, dass das strukturelle Überangebot trotz strengerer Vorschriften anhält.
Elfenbeinküste schaltet 52 MW Solar in Betrieb
Das 52 MW Ferké-Solarkraftwerk an der nördlichen Region Tchologo der Elfenbeinküste wurde offiziell eingeweiht. Die Anlage im Wert von 41 Milliarden XOF (71,5 Millionen US-Dollar) erstreckt sich über 70 Hektar mit über 73.000 Panels und erzeugt jährlich 90 GWh, um mehr als 370.000 Haushalte, Schulen, Gesundheitszentren und Unternehmen mit Strom zu versorgen. Entwickelt von PFO Africa im Rahmen einer Konzession vom Februar 2024, ist dies die zweite betriebsbereite Solaranlage der Elfenbeinküste nach dem 37,5 MW Boundiali-Projekt (April 2024). Pipeline-Projekte umfassen 50 MW Kong und 52 MW M'Bengue (beide bis Ende 2027) sowie ein 50 MW Amea Power-Projekt im Bau. Vizepremierminister Téné Birahima Ouattara erklärte, dass Solar eine "reale Chance" darstellt, Energiekosten zu senken, die ländliche Elektrifizierung zu beschleunigen, Arbeitsplätze zu schaffen, die Energiesouveränität zu stärken und nachhaltige Entwicklung zu unterstützen. Nationale Ziele sehen vor, dass erneuerbare Energien bis 2035 46,3 % des Energiemixes ausmachen, wobei Solar über 1,3 GW erreichen soll.
Hitzewellen verursachen stündliche PV-Verluste von bis zu 90 % auf der Iberischen Halbinsel
Eine Studie der Universität Évora zeigt, dass Hitzewellen auf der Iberischen Halbinsel kurzfristige Ertragsverluste in PV-Anlagen von bis zu 90,4 % pro Stunde verursachen können. Forscher analysierten drei Anlagen – Zebro in Portugal (37,06 kW) und Ariza (15 kW) und Amibil (64,5 kW) in Saragossa, Spanien – während vier extremer Hitzeereignisse zwischen 2024 und 2025, validiert anhand von ERA5-Land-Reanalysedaten (Korrelation bis zu 0,95 für Temperatur, 0,98 für GHI). Die Effizienz von kristallinen Siliziummodulen sinkt um 0,3–0,5 % pro Grad Celsius über 25 °C, wobei Modultemperaturen von über 70 °C während Hitzewellen zu beschleunigter Degradation und thermischer Leistungsreduzierung von Wechselrichtern führen. Der größte Tagesverlust betrug 17,6 % bei Zebro während der portugiesischen Hitzewelle 2025, obwohl sich die Leistung normalerweise innerhalb eines Tages erholte. Entscheidend ist, dass PVsyst-Simulationen mit typischen meteorologischen Jahresdaten die Stromerzeugung bei extremer Hitze systematisch überschätzen, was eine wachsende Lücke bei "nicht gelieferter Energie" aufzeigt. Forscher fordern den europäischen Solarsektor auf, von der Maximierung der Jahresproduktion zur Verbesserung der Widerstandsfähigkeit gegen wiederkehrende extreme Hitzeereignisse überzugehen.