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Wafer-Hersteller bemühen sich weiter um Preisumkehr – pv magazine Deutschland

adminos — Sat, 07 Sep 2024 02:38:44 +0000

In seinem wöchentlichen Update für das pv magazine gibt OPIS, ein Unternehmen von Dow Jones, einen kurzen Überblick über die wichtigsten Preistrends in der weltweiten PV-Industrie.

6. September 2024 OPIS

von pv magazine Global

Die FOB-China-Preise für n-type M10- und G12-Wafer sind in dieser Woche mit 0,140 US-Dollar pro Stück beziehungsweise 0,198 US-Dollar pro Stück stabil geblieben, nachdem die Marktführer in der vergangenen Woche einen kurzen Preisanstieg verzeichnet hatten.

Die Zellhersteller sowohl in China als auch international haben die jüngsten Preiserhöhungen für Wafer bisher nur begrenzt akzeptiert. Den beiden führenden Wafer-Herstellern gelang es, eine leichte Erhöhung von etwa 0,01 bis 0,02 Yuan (0,0014 bis 0,0028 US-Dollar) pro Stück durchzusetzen, die je nach Kunde variiert. Den Tier-2-Waferherstellern gelang es jedoch nicht, ähnliche Preiserhöhungen durchzusetzen, obwohl diese Situation auch für sie eine große Chance darstellt, ihre Lagerbestände abzubauen.

Die Nachhaltigkeit der Wafer-Preiserhöhung ist ein Diskussionsthema unter den Marktteilnehmern, die der Meinung sind, dass sie in einem Umfeld des Überangebots in erster Linie von den Veränderungen im Angebot abhängen wird.

Ein Tier-1-Waferhersteller ändert Berichten zufolge seine Betriebsstrategie nach den jüngsten Veränderungen in der Unternehmensführung. Das Unternehmen, das zuvor eine hohe Auslastung von über 90 Prozent für die Wafer-Produktion aufrechterhielt, hat diese seit der letzten Augustwoche auf etwa 70 Prozent gesenkt.

Angesichts der beträchtlichen Wafer-Produktionskapazitäten des Unternehmens dürfte die Entscheidung des Werks, die Produktion zu drosseln, dazu beitragen, das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage auf dem Markt im Laufe der Zeit wiederherzustellen und die Preise allmählich von verlustbringenden Niveaus wieder in einen vernünftigeren Bereich zu bringen. Dennoch scheint die Wahrscheinlichkeit eines nachhaltigen Preisanstiegs auf kurze Sicht geringer zu sein, da die neue Führung des Unternehmens Berichten zufolge das Photovoltaik-Geschäft angewiesen hat, der Ausweitung des Absatzes und dem Abbau von Lagerbeständen Vorrang einzuräumen.

Ein anderer führender Wafer-Hersteller, der sich auf ein integriertes Produktionsmodell über die gesamte Photovoltaik-Lieferkette konzentriert, hat Berichten zufolge Produktion, Umsatz und Lagerbestände im Wafer-Segment im Gleichgewicht gehalten, indem er einen Großteil seiner Produktion für die eigene Modulherstellung verwendet. Diese Positionierung könnte es dem Unternehmen ermöglichen, weiterhin auf Preiserhöhungen für Wafer zu drängen und sein integriertes Modell zu nutzen, um Kostenvorteile aufrechtzuerhalten und möglicherweise den Modulabsatz zu steigern, während andere Hersteller mit steigenden Wafer-Kosten zu kämpfen haben.

In der Branche gibt es Stimmen, die befürchten, dass steigende Wafer-Preise kleine Hersteller, die ihre Produktion gedrosselt oder eingestellt haben, dazu veranlassen könnten, ihre Produktionsraten schnell wieder zu erhöhen. Dieser Wiederanstieg könnte die Bemühungen um eine Optimierung der Produktionskapazitäten unterbrechen und die Integration der Branche in den Wafermarkt verlangsamen.

Insgesamt sind die Marktteilnehmer der Ansicht, dass die Fundamentaldaten des Wafer-Marktes weitgehend unverändert bleiben, da nach wie vor Überkapazitäten und hohe Lagerbestände vorherrschen. Ein nachhaltiger und substanzieller Anstieg der Wafer-Preise ist erst dann zu erwarten, wenn die Überkapazitäten vollständig abgebaut sind.

— OPIS, ein Unternehmen von Dow Jones, bietet Energiepreise, Nachrichten, Daten und Analysen zu Benzin, Diesel, Düsentreibstoff, LPG/NGL, Kohle, Metallen und Chemikalien sowie zu erneuerbaren Brennstoffen und Umweltrohstoffen. Im Jahr 2022 erwarb OPIS die Preisdaten der Singapore Solar Exchange und veröffentlicht nun den OPIS APAC Solar Weekly Report. —

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How a gas company and environmentalists united on a first-of-its-kind geothermal project

adminos — Fri, 06 Sep 2024 14:55:34 +0000

How a gas company and environmentalists united on a first-of-its-kind geothermal project | MIT Energy Initiative

In the media

The first U.S. trial of heat pump technology being provided to an entire neighborhood by a major utility is being conducted by Eversource in Framingham, MA. Weighing in on the trial, MITEI Senior Research Scientist Sergey Paltsev says, “If we are really serious about decarbonization, we need to study all the possible options.”

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A new breakthrough in fusion reactors could solve a major problem scientists have faced

adminos — Fri, 06 Sep 2024 14:52:23 +0000

A new breakthrough in fusion reactors could solve a major problem scientists have faced | MIT Energy Initiative

In the media

A new MITEI-funded study is advancing technologies required for fusion energy. Led by Ju Li (Nuclear Science and Engineering), MIT engineers have found a way to make structural materials last longer under the harsh conditions inside a fusion reactor.

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Hydrogen’s unique role in a zero-carbon energy system

adminos — Fri, 06 Sep 2024 14:43:33 +0000

Hydrogen’s unique role in a zero-carbon energy system | MIT Energy Initiative

In the media

MITEI Founding Director Ernest Moniz discusses hydrogen’s importance in decarbonizing industry and creating a pathway to a zero-carbon energy system. In particular, geological hydrogen could be a game-changing energy source.

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BEE und Green Planet Energy sehen Weiterentwicklungsbedarf bei Optionen für künftiges Strommarktdesign – pv magazine Deutschland

adminos — Fri, 06 Sep 2024 14:41:43 +0000

Das Strommarktdesign muss angepasst werden. Doch derzeit wird über die richtigen Maßnahmen diskutiert, die die Erneuerbaren stärker in den Markt integrieren, ohne ihren weiteren Ausbau zu gefährden. Zentral sind dabei Flexibilitäten.

6. September 2024 Sandra Enkhardt

Anfang August präsentierte das Bundeswirtschaftsministerium seine vier Optionen für das „Strommarktdesgin der Zukunft“. Bis Ende August konnte jeder dazu Stellung beziehen und der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) und Greenpeace Energy veröffentlichten am Freitag, was sie von den Vorschlägen halten.

Nach Ansicht des BEE gilt es, die „Entfesselung von Flexibiliäten“ in den Mittelpunkt der Strommarktreform zu rücken, allerdings müssten Schnellschüsse und Systembrüche gleichzeitig vermieden werden. „Das aktuelle Stromsystem leidet unter einem Mangel an flexiblen Erzeuger-, Verbrauchs- und Speicherkapazitäten, infolgedessen die zunehmende Abregelung von grünem Strom sowie eine Zunahme an Zeiten mit negativen Strompreisen stehen. Flexibilität ist daher die Leitwährung für ein versorgungssicheres und bezahlbares klimaneutrales Stromsystem“, erklärte BEE-Präsidentin Simone Peter.

Von den vier vorgeschlagenen Optionen sind folgende: Option 1 wäre eine Ergänzung des aktuellen Systems um einen Refinanzierungsbeitrag als Rückzahlungsinstrument. Option 2 sieht die Einführung zweiseitiger produktionsabhängiger Differenzkontrakte und Option 3 die Einführung zweiseitiger produktionsunabhängiger Differenzkontrakte vor. Option 4 beinhaltet die Einführung von Kapazitätszahlungen in Verbindung mit einem produktionsunabhängigen Refinanzierungsbeitrag.

Der Verband präferiert Nummer eins und zwei, da sie weiterhin eine verlässliche Finanzierung für die Erneuerbaren bieten würden und kurzfristig umzusetzen seien. Allerdings bestehe bei Option 2 die Gefahr, dass sich ohne ein “Cap & Floor” Investitionen in ein markt- und netzdienliches Verhalten kaum refinanzieren ließen. „Somit bliebe Option 1 als das aus pragmatischen Gründen zielführendste Modell“, erklärt der BEE. Zur Begründung heißt es: Es liegen statt errechneten, fiktiven Schätzwerten die tatsächlich eingespeisten Strommengen zugrunde und ein Marktwertkorridor würde dazu beitragen, dass die Anlagen innerhalb dieses Korridors den Marktpreissignalen voll entsprechen könnten. „Die Weiterentwicklung der Option 1 (produktionsabhängiger CfD mit Marktwertkorridor) in Bezug auf eine Abschöpfung der realen Erlöse bei gleichzeitiger Umstellung von einer Zeit- auf eine mengenbasierte Absicherung, die negative Strompreise verhindert, sei der geeignetste Weg“, so der Verband. Mit einem solchen Modell könnten die Risiken für die Erneuerbaren-Anlagen verringert und gleichzeitig die Marktintegration verbessert werden.Eine Ausnahmeregelung sollte es für CfDs bei Kleinstanlagen geben und zudem müssten etwaige Kostensteigerungen berücksichtigt werden.

Von der produktionsunabhängigen Optionen 3 und 4 warnt der BEE. Sie basierten nur auf theoretischen Modellen, die Auswirkungen seien weitgehend unbekannt. Der Verband sieht dadurch die Dynamik beim weiteren Ausbau der Erneuerbaren gefährdet.

Bei der Finanzierung von steuerbaren Elementen würden – anders als bei fluktuierenden Anlagen – sowohl die rein marktlichen Optionen 1 und 2 als auch die Option 3 eines zentralen Kapazitätsmarkts Vor- und Nachteile mit sich bringen. Diesbezüglich schlägt der BEE eine Weiterentwicklung von Option 4 vor, wobei hier die genaue Ausgestaltung für eine abschließende Bewertung entscheidend sei. “Steuerbare Erneuerbare Energien brauchen einen Rahmen, der die höheren Betriebskosten und ihre Stärken im Stromsystem berücksichtigt. Ein Kapazitätsmechanismus alleine ist hier nicht ausreichend, auch sie brauchen einen Investitionsanreiz. Ein Level-Playing-Field muss daher dringend mitgedacht werden”, sagte Peter.

In eine ähnliche Richtung geht auch die Einordnung von Green Planet Energy. „Ohne Korrekturen bedrohen die Vorschläge des Wirtschaftsministeriums die bisherigen Erfolge bei der Marktintegration Erneuerbarer Energien und die Akteursvielfalt der Energiewende. Denn im Optionenpapier fehlt ein zentraler Punkt: das Zusammenspiel von staatlicher Absicherung über Contracts for Difference (CfDs) und der marktlichen Finanzierung über Grünstrom-Direktverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs)“, erklärt Carolin Dähling, Leiterin Politik und Kommunikation. „Wenn Anlagenbetreiber, wie jetzt vom BMWK vorgesehen, nicht mehr zwischen marktlicher und staatlicher Finanzierung wechseln können, stellt das ein enormes Investitionsrisiko dar. Gerade für kleine und mittelständische Unternehmen wäre es dann nicht mehr möglich, über ein PPA direkt grünen Strom zu beziehen.“

Akteursvielfalt und Akzeptanz der Energiewende dürften durch das neue Strommarktdesign nicht aufs Spiel gesetzt werden. „Wir setzen uns daher für eine Lösung ein, die CfDs mit der marktlichen Absicherung über PPAs vereinbar macht“, so Dähling weiter. Dazu werde das Unternehmen in Kürze auch ein eigenes Modell vorstellen.

Green Planet Energy begrüßt ebenfalls, die wachsende Bedeutung, die den Flexibilitäten im neuen Strommarktdesign zugemessen werden soll. „Dies muss auch bei der Ausgestaltung der Kapazitätsmärkte zwingend berücksichtigt werden. Ein zentraler Kapazitätsmarkt ist nicht in der Lage, die Potenziale dezentraler Flexibilitäten wie Elektroautos oder Batteriespeichern zu heben.“ Dezentrale Flexibilitäten sollten dabei Vorrang haben.

ACER will consult on the European market rules on gas transmission capacity allocation

adminos — Fri, 06 Sep 2024 14:38:22 +0000

ACER initiated the revision process earlier this year. In autumn, ACER will hold a final public consultation to collect stakeholders’ feedback on its draft proposals.

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Pfalzwerke lassen Trafostationen für schwimmendes Photovoltaik-Kraftwerk auf dem Cottbuser Ostsee zu Wasser – pv magazine Deutschland

adminos — Fri, 06 Sep 2024 04:31:25 +0000

Nach ihrer Fertigstellung soll die Floating-Anlage jährlich 29 Gigawattstunden Strom produzieren. Dass die Transformation der Solarenergie nicht erst an Land geschieht, macht dem Unternehmen zufolge die Verkabelung einfacher und deutlich übersichtlicher.

5. September 2024 Petra Hannen

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Im Endausbau wird das Floating-Projekt 16 Hektar Fläche und damit weniger als ein Prozent des gesamten Sees belegen.

Foto: Pfalzwerke

Im Mai 2023 haben die Lausitz Energie Bergbau AG (Leag) und EP New Energies (EPNE) mit den Vorbereitungen für eine schwimmende Photovoltaik-Anlage auf dem Ostsee bei Cottbus begonnen, wo noch bis 2015 Kohle gefördert wurde. Pfalzsolar als EPC-Unternehmen setzt das Projekt derzeit um, das mit 29,1 Megawatt aktuell das größte schwimmende Solarvorhaben in Deutschland ist. Jetzt wurden auf dem 1900 Hektar großen Bergbaufolgesee die Trafostationen installiert. Jede der acht Stationen ist dem Unternehmen zufolge knapp 12 Tonnen schwer und hat eine Leistung von 3150 Kilovoltampere. „Zur Installation setzt ein Kran die Trafostationen am Seeufer vom Tieflader in die Trafoboote um, anschließend werden die Boote an ihre geplanten Positionen geschleppt“, erklärt Andreas Klöß, Abteilungsleiter Bau Photovoltaik-Großflächenanlagen im Bereich Business Solutions bei den Pfalzwerken.

Dass die Transformierung der Spannung nicht erst in einer Trafostation an Land geschieht, vereinfacht den Pfalzwerken zufolge die Verkabelung, da für den Transport des Stroms von der Photovoltaik-Anlage zum Ufer zwei Mittelspannungssysteme ausreichen. Die 51.000 Module der schwimmenden Anlage wurden demnach auf rund 1800 Schwimmkörper montiert, die wiederum an 34 in den Grund des Cottbuser Ostsees gerammten Dalben befestigt werden. Ursprünglich war geplant, den Solarpark auf einem noch trockenen Teil des Seebodens zu errichten und dann mit der Flutung des Tagebaus allmählich aufschwimmen zu lassen. Doch wegen der starken Regenfälle seit Ende 2023 füllte sich der See deutlich schneller als prognostiziert, so dass das Baukonzept auf eine schwimmende Installation umgestellt werden musste. Aus Sicht der Pfalzwerke war das jedoch wegen ihren Erfahrungen im Floating-Bereich kein Problem.

Nach Fertigstellung werden die Pfalzwerke auch die technische Betriebsführung des schwimmenden Solarparks übernehmen. Dieser wird im Endausbau 16 Hektar Fläche belegen, also weniger als ein Prozent des gesamten Sees. Für die Leag ist die Anlage ein wichtiges Leuchtturmprojekt ihres Transformationsprojekts „Gigawatt Factory“ mit zahlreichen Anlagen zur Produktion und Speicherung von Solarstrom, Windstrom und Wasserstoff. Zum Jahreswechsel 2024/25 soll die Anlage in Betrieb gehen.

ACER will consult on the draft statutory documents of the European Network of Network Operators for Hydrogen

adminos — Thu, 05 Sep 2024 05:40:20 +0000

On 30 August 2024, future hydrogen transmission network operators submitted their draft statutory documents to the European Commission and ACER to formally establish the European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH).

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„19 Prozent weniger Investitionskosten und dynamische Stromtarife sind ein sehr guter Anreiz“ – pv magazine Deutschland

adminos — Wed, 04 Sep 2024 08:51:07 +0000

Interview: Die Begründung der FDP, warum sie die Solarförderung streichen will, nämlich weil sich Photovoltaik-Anlagen bereits rechnen, teilt Philipp Schröder. Allerdings sieht er gerade bei dynamischen Stromtarifen, die die Amortisation neuer Photovoltaik-Anlagen stützen sollen, noch viel Erklärungsbedarf. Zudem kommt es darauf an, wie das Gesamtsystem aufgesetzt ist, sagt der Gründer und CEO von 1Komma5°.

4. September 2024 Sandra Enkhardt

pv magazine: Wie schätzen Sie die Pläne der FDP ein, die Solarförderung schnellstmöglich abzuschaffen?

Philipp Schröder: Die zugrundeliegende Aussage, dass Photovoltaik-Anlagen sich bereits rechnen, ist korrekt. Solarstrom vom eigenen Dach ist deutlich günstiger als fossiler Netzstrom. Damit sich die Investition für Eigenheimbesitzerinnen und -besitzer aber auch ohne das Zutun der Einspeisevergütung möglichst schnell rechnet, ist entscheidend, was für ein System man anschafft. Vor allem Photovoltaik-Systeme mit Batteriespeicher und intelligenter Steuerung beziehungsweise in Kombination mit einem dynamischen Stromtarif sind wirtschaftlich. Das schafft Flexibilität, zu jedem Zeitpunkt auf die günstigste Stromquelle zuzugreifen – sei es der eigene Solarstrom oder Strombezug zu negativen Preisen an der Strombörse. Und das Ermutigende für verunsicherte Verbraucherinnen und Verbraucher ist: Durch die steigende Anzahl von Stunden mit negativen Preisen an der Strombörse und die Netzausgleichsleistungen durch den Paragrafen § 14a EnWG wird sich der Effekt in Zukunft noch verstärken. Schlaue Systeme machen schon jetzt und werden auch zukünftig den Unterschied machen.

Bei den Kleinanlagen sagt die FDP ja, der Wegfall der Mehrwertsteuer und die Nutzung dynamischer Stromtarife genug Anreiz seien, um in private Photovoltaik-Anlagen zu investieren. Sehen Sie dies auch so?

Natürlich sind 19 Prozent weniger Investitionskosten und dynamische Stromtarife ein sehr guter Anreiz. Die Herausforderung besteht aber noch darin, die Existenz und Vorteile von dynamischen Tarifen in der Breite bekannt zu machen. Das ist noch ein neues Thema für viele. Wenn Menschen einmal verstanden haben, wie dynamische Tarife funktionieren und was für Ersparnisse dadurch in Kombination mit einer intelligenten Steuerung möglich sind, wird der Wegfall der Einspeisevergütung nicht mehr so schwer ins Gewicht fallen.

Sie bieten ihren Kunden bereits dynamische Stromtarife an. Können Sie da eine erste Bilanz ziehen, inwiefern ihre Kunden profitiert haben? Immerhin gab es in den ersten sieben Monaten mehr als 300 Stunden mit negativen Strompreisen und damit mehr als im gesamten Vorjahr?

Wir haben eine Analyse aller Kundensysteme im Zeitraum von Mai bis August 2024 durchgeführt, die mit unserem dynamischen Stromtarif „Dynamic Pulse“ und einer Solaranlage ausgestattet sind und durch „Heartbeat AI“ optimiert werden. Das Ergebnis zeigt, dass die monatlichen Stromkosten im Durchschnitt gegenüber dem durchschnittlichen deutschen Strompreis um rund 80 Prozent sanken, auf etwa 7 Cent pro Kilowattstunde – nach Abgaben und inklusive der Anschaffungskosten der Solaranlage. Die Ergebnisse variieren allerdings stark. Grundsätzlich gilt, je mehr stromgeführte Systeme in einem Haushalt durch „Heartbeat AI“ optimiert werden, desto besser das Ergebnis. Bei 40 Prozent der Kunden mit dynamischem Tarif lag der effektive Strompreis je Kilowattstunde durch die Optimierung von „Heartbeat AI“ in diesem Zeitraum sogar bei null Cent oder darunter.

Also diese Kunden mussten zeitweise nichts für ihren Strom zahlen?

Bei diesen Kunden mit negativen durchschnittlichen Preisen sind die Einnahmen aus dem Stromverkauf und negativem Bezug also höher als die Ausgaben für den optimierten Einkauf, wobei alle Anschaffungskosten zur Stromerzeugung – beispielsweise Solaranlage und Wechselrichter – ebenso wie Abgaben bereits einkalkuliert sind. Der dynamische Tarif führt durch die Optimierung somit auch zu einer schnelleren Amortisierung von Photovoltaik-Anlage und Wärmepumpe und macht elektrische Mobilität noch günstiger. Ohne die Optimierung läge ein konventioneller Strombezug aus dem Netz bei 30 bis 35 Cent je Kilowattstunde und ein nicht-optimierter dynamischer Stromtarif läge bei 25 bei 30 Cent. Auch die Optimierung einer einzelnen Komponente, etwa nur einer Batterie oder nur der Wallbox, hätte den Strompreis lediglich auf 22 bis 25 Cent reduziert. Die Qualität der Optimierung des Gesamtsystems ist also der Schlüssel, um herausragende Ergebnisse zu erzielen.

Beim Smart-Meter-Rollout will die FDP noch bestehende Hemmnisse abbauen. 1Komma5° ist sehr engagiert bei dem Thema Smart Meter. Welche Hemmnisse sollten aus Ihrer Sicht schnellstmöglich fallen?

Hier geht es ganz klar um mehr Effizienz und Verbindlichkeit in den Prozessen der Verteilnetzbetreiber. Es muss schneller, einfacher und skalierbarer gehen. Fristen und Strafzahlungen bei Verzögerungen können ein Mittel sein. Auch der Zählerwechsel durch einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber muss vereinfacht werden.

Man hört überall, dass die Nachfrage nach privaten Dachanlagen aktuell sehr zu wünschen übrig lässt, um es vorsichtig auszudrücken. Sehen Sie auch diesen Rückgang oder verteilt es sich einfach auf mehr Anbieter?

Die Nachfrage aus der Energiekrise 2022/2023 hat sich normalisiert. Das zeigen die Netzanmeldungen in Deutschland, aber auch anderen europäischen Märkten. Viele neue Anbieter, die in dieser Zeit auf den Markt gedrängt sind und alle, die nicht effizienter werden oder sich differenzieren können, haben große Schwierigkeiten. Dass die Nachfrage trotz des angespannten Marktumfelds bei uns weiter steigt, zeigt, dass die stetige Verbesserung unseres Produktes und unser Angebot die richtigen Wege sind. Insbesondere die Nachfrage nach Gesamtpaketen nimmt zu. Als OneStopShop sind bei uns auch die Synergie-Effekte aus dem Wärmepumpen-Geschäft erheblich. Da steigt die Nachfrage seit dem ersten Quartal dieses Jahres konstant an.

Zudem ist immer wieder von einem aktuell ruinösen Preiskampf auf dem Markt zu hören. Wie sieht dies in Ihrem Installationsnetzwerk aus, können Sie das bestätigen und wie haben sich die Preise zum Vorjahr verändert?

Die Konsolidierung ist in vollem Gange. Der erhöhte Wettbewerb der letzten Jahre und die sinkende Nachfrage führen bei einigen Marktteilnehmern zu verzweifelten Abverkäufen. Da sind teils Preise im Umlauf, zu denen nicht profitabel installiert werden kann. Kundinnen und Kunden sind nicht gut beraten, möglichst günstig zu kaufen. Wichtiger ist es, auf eine vollintegrierte, von einer fähigen Software gesteuerte Lösung und einen verlässlichen Anbieter zu setzen, der auch in 10 Jahren noch hier ist. Nicht selten erleben wir, dass Kundinnen und Kunden mit einer halbfertigen Anlage zu uns kommen, weil ihr Anbieter vom Markt verschwunden ist und sie ihren Ansprechpartner verlieren oder mit der Garantie eines chinesischen Staatskonzerns letztlich nichts anfangen können. Dieser Effekt bestärkt uns außerdem in unserer Strategie: durch die operative Effizienzsteigerung, Synergie-Effekte und höhere Warenkörbe durch Gesamtpakete bauen wir unsere Marktstellung gerade in dieser Zeit weiter aus und sind im Markt sehr gut positioniert. Es ist die Zeit, in der Wert geschaffen wird. Viele unserer Betriebe waren 2012/2013 bereits im Markt und haben damals als oft einzige in ihrer Region die Krise überlebt. Diese Erfahrung hilft nun auch der Gruppe.

Many climate policies struggle to cut emissions, study finds

adminos — Fri, 30 Aug 2024 01:24:00 +0000

Many climate policies struggle to cut emissions, study finds | MIT Energy Initiative

In the media

Jessika Trancik (Institute for Data, Systems, and Society) describes two ways a climate policy can be effective: by reducing emissions and by creating pathways for technological advancement. “Many of the technological tools that are needed to address climate change are now available,” states Trancik, “and ready to be adopted at scale because of a host of different types of policies that came before.”

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