Szwedzki producent energii słonecznej Midsummer zdecydował się na budowę cienkowarstwowej elektrowni o mocy 200 MW produkcja ogniw słonecznych w mieście Flen w środkowej Szwecji.  Firma przejmie zakład we wrześniu tego roku i spodziewa się rozpocząć produkcję w 2026 r., a następnie zwiększyć pełną moc produkcyjną w 2028 r. Co ciekawe, nowa fabryka będzie produkować cienką warstwę selenku miedzi, indu i galu (CIGS). ogniwa słoneczne. Zakład będzie skupiał się na lekkich i przyjaznych dla środowiska modułach słonecznych do zastosowań komercyjnych i przemysłowych, a także na dachach, które nie są w stanie unieść ciężaru tradycyjnych moduły słoneczne z krzemu krystalicznego. Projekt jest jednym z trzech projektów związanych z produkcją fotowoltaiki, które w zeszłym roku otrzymały finansowanie z unijnego funduszu innowacyjnego Komisji Europejskiej, wspólnie z producentem modułów Meyer Burger i norweską firmą fotowoltaiczną NorSun. Midsummer zabezpieczył finansowanie w wysokości 32 milionów euro (34,3 miliona dolarów) dla fabryki cienkowarstwowych ogniw słonecznych CIGS. Eric Jaremalm, dyrektor generalny Midsummer, powiedział: „Mieliśmy do wyboru wiele lokalizacji w Szwecji, ale Flen spełnił wszystkie nasze wymagania, takie jak odpowiedni zakład, niezawodne zasilanie i lokalna infrastruktura sprzyjająca tego typu produkcji. Na początku tego roku Jaremalm został mianowany dyrektorem generalnym firmy, aby przyspieszyć osiągnięcie docelowej rocznej zdolności produkcyjnej na poziomie 250 MW i zbudować drugą fabrykę we Włoszech.

The przemysł solarny przechodzi dramatyczną zmianę, szybko odchodząc od technologii pasywowanego emitera i styku tylnego (PERC) na technologię pasywowanego styku z tlenkiem tunelu (TOPCon).  Zalety TOPCon są oczywiste: wyższa wydajność, wyższa wytwarzanie energii oraz znacznie niższy uśredniony koszt energii elektrycznej (LCOE) dzięki zmniejszonym kosztom gruntów, urządzeń śledzących i pracy. TOPCon technologia poprawia ścieżkę pasywacji i minimalizuje rekombinację (lub utratę elektronów), zwiększając w ten sposób konwersję energii. To udoskonalenie pozwala na coraz większą wydajność i możliwość instalowania większej liczby komponentów na lądzie, który pozwala na ograniczoną przestrzeń. TOPCon wykazuje również dwustronny współczynnik wytwarzania energii na poziomie 80% w porównaniu do 70% PERC, zwiększając w ten sposób ilość energii generowanej z tyłu modułu w stosunku do przodu. Wreszcie TOPCon ma lepszy współczynnik temperaturowy niż PERC, co skutkuje wyższą generacją mocy w gorących warunkach. Ogólnie rzecz biorąc, TOPCon ma 1–2% przewagi w wytwarzaniu energii, w zależności od lokalizacji, co może zwiększyć roczne przychody dużych farm fotowoltaicznych o miliony dolarów. Obecnie TOPCon jest bardziej opłacalny niż inne technologie typu n. Z kolei ekosystem TOPCon oferuje szerszą gamę opcji wyposażenia i ścieżek technologicznych, dzięki czemu konwersja linii produkcyjnych z PERC jest łatwiejsza i bardziej kompatybilna, wymagając jedynie dodatkowego sprzętu i przestrzeni rozplanowania. Postanowienia gwarancyjne TOPCon i PROC mają podobne roczne tempo zaniku wynoszące około 0,4%. Jednakże TOPCon ma niższy współczynnik zaniku w pierwszym roku wynoszący 1% w porównaniu do 2% PERC. Przejście na TOPCon jest tak szybkie, że za kilka lat PERC będzie już przeszłością. Według najnowszych badań rynkowych stowarzyszonych przez Stowarzyszenie Czystej Energii (CEA) oczekuje się, że do końca tego roku TOPCon będzie odpowiadał za połowę światowych mocy produkcyjnych, a moce PERC spadną poniżej 25% i zostaną całkowicie wycofane w 2028 r. rynek amerykański może nieznacznie pozostawać w tyle za ograniczonymi dostawami krajowymi, TOPCon zyskuje na popularności na całym świecie, a producenci zwiększają produkcję, aby sprostać rosnącemu popytowi. Wraz z szybkim rozwojem technologii rośnie także krzywa uczenia się. Każda nowa linia produkcyjna będzie miała wyższy wskaźnik defektów. Dostawcy mogą również spotkać się z opóźnieniami w ulepszaniu procesów i nieosiąganiem obiecanych celów w zakresie wydajności i niezawodności. Powszechne globalne przyjęcie PERC sprawiło, że niechętni ryzyku twórcy urządzeń końcowych unikali TOPCon przez jakiś czas, dopóki nie będzie dostępnych więcej danych. Podobnie niektórzy finansiści mogą ostrożnie czekać na materializację TOPCon. Nie mogą jednak opóźniać tego w nieskończoność, ponieważ transformacja jest już na zaawansowanym etapie. Wprowadzenie TOPCon dodaje zmienną do łańcucha dostaw i EPC, czyniąc go bardziej złożonym w perspektywie krótkoterminowej. Klienci chcą wiedzieć, jak poruszać się po długoterminowych umowach na dostawy na najbliższe kilka lat. Cena pozostaje kluczowym czynnikiem w strategiach pozyskiwania komponentów. W miarę wycofywania komponentów PERC producenci obniżają ceny, aby zrobić miejsce dla TOPCon. Ceny PERC w Stanach Zjednoczonych nie są jednak tak niskie jak w innych regionach, a w wyniku ostatniego zapytania ofertowego cena TOPCon wyniosła 0,03 dolara za wat. Deweloperzy muszą dokładnie zdecydować, czy warto zaoszczędzić kilka groszy, poświęcając wytwarzanie energii, biorąc pod uwagę długoterminową rentowność i przedłużoną gwarancję oferowaną przez TOPCon. Chociaż TOPCon jest już bardzo blisko korzyści w prawie wszystkich przypadkach, to jeszcze nie wszystko. Deweloperzy muszą ocenić, czy korzystanie z TOPCon lub PERC jest opłacalne, indywidualnie dla każdego projektu. Ponadto niezawodność i jakość komponentów mają kluczowe znaczenie, dlatego zaleca się przeprowadzanie testów kwalifikacyjnych przeprowadzanych przez strony trzecie w celu sprawdzenia oświadczeń dotyczących wydajności na podstawie danych w czasie rzeczywistym i rzeczywistych statystyk produkcji. W pracy CEA radzimy programistom, aby nie kupowali produktów bez sprawdzenia i sprawdzenia kwalifikacji przez strony trzecie. Aby mieć pewność, że komponenty TOPCon spełniają wymagania producenta dotyczące wydajności i niezawodności, przeprowadzane są audyty stron trzecich, monitorowanie produkcji i wyrywkowe testy, a także przyspieszone testy w komorach klimatycznych, które symulują dziesięciolecia użytkowania w terenie. Klienci rozważający wieloletnie umowy na dostawy powinni priorytetowo traktować dostawców dysponujących kapitałem i elastycznością, aby w razie potrzeby zwiększyć produkcję TOPCon, a także wieloletnim doświadczeniem i możliwościami badawczo-rozwojowymi. Ponadto dostawcy posiadający linie produkcyjne zarówno PERC, jak i TOPCon mają większą elastyczność w strategiach zakupowych. Ponadto programiści muszą kłaść nacisk na jakość i niezawodność, ponieważ niektórzy producenci mogą iść na skróty, aby szybko zaspokoić popyt. Wybór czasu trwania umowy jest całkowicie indywidualny dla klienta i zależy od jego indywidualnych potrzeb, tolerancji ryzyka i finansów. Niektórzy klienci będą kupować wyłącznie od dostawców Tier 1, ponieważ mają pewność, że szybciej przejdą na nową technologię i są gotowi zapłacić wyższą cenę za ten spokój ducha. Są jednak inni, którzy mogą chcieć współpracować z producentami Tier 2, aby uzyskać rabaty cenowe i ewentualnie dostęp do krajowej treści ustawy o ograniczaniu inflacji (IRA). Tylko ci duzi gracze drugorzędni, którzy potrafią się wyróżnić i wykazać dodatkową wartość poprzez ograniczenie ryzyka w łańcuchu dostaw za pośrednictwem UFLPA, będą w stanie konkurować, zanim duzi gracze zaczną ponownie dominować. Stawiając na pierwszym miejscu silne programy zapewnienia jakości, niezawodność i elastyczność strategii zaopatrzenia, deweloperzy systemów fotowoltaicznych mogą bez obaw przejść z PERC na TOPCon.

Rząd Australii uruchomi elektrownię o mocy 6 GW energia odnawialna przetargu w przyszłym miesiącu w ramach rozszerzonego planu inwestycji w moce produkcyjne (CIS). Będzie to największy pojedynczy przetarg na energię odnawialną w historii kraju.  Przetarg, który odbędzie się pod koniec maja, obejmie około 2,2 GW mocy dedykowanej dla projektów w Nowej Południowej Walii w ramach planu niezawodnej energii odnawialnej. Australia Południowa zagwarantuje także co najmniej 300 MW mocy. Rząd Albanii zapowiedział rozbudowę WNP w listopadzie 2023 r., mając na celu zagwarantowanie 32 GW energii odnawialnej wytwarzanie i magazynowanie energii pojemność. W swoim najnowszym oświadczeniu biuro Ministra ds. Zmian Klimatu i Energii Chrisa Bowena oświadczyło, że rząd Albanii i rząd Nowej Południowej Walii będą współpracować w celu opracowania „Planu działania WNP i Nowej Południowej Walii prowadzącego do jednolitego skonsolidowanego procesu przetargowego”. W oświadczeniu stwierdzono również, że odbędzie się przetarg na moc 500 MW dla projektów w Australii Zachodniej, którego otwarcie ma nastąpić „w połowie roku”, pod warunkiem negocjacji i ostatecznego porozumienia. Pierwsza aukcja WNP w Wiktorii i Australii Południowej rozpoczęła się w grudniu ubiegłego roku, a jej celem było poszukiwanie dyspozycyjnych mocy wytwórczych i magazynowania energii odnawialnej o mocy do 600 MW/2400 MWh. Nie ujawniono technicznego podziału mocy dostępnych w przetargu, poza informacją, że będą poszukiwane „projekty dotyczące zmiennych źródeł energii odnawialnej” – głównie słonecznej i wiatrowej – „do wykorzystania na Krajowym Rynku Energii Elektrycznej (NEM)”. Bowen powiedział: „Deszcz nie zawsze pada tak często, ale zawsze mamy dostęp do wody, ponieważ przechowujemy ją na wypadek sytuacji awaryjnych, i to samo dotyczy naszego planu energetycznego obejmującego niezawodną energię odnawialną. ” „Nasz plan jest taki, aby zapewnić rynkowi pewność i pewność, której potrzebuje w czasach, gdy potrzebujemy energii”. Wielkoskalowy rynek energii słonecznej w Australii zaczął słabnąć w zeszłym roku, a dane Rady ds. Czystej Energii (CEC) pokazują, że zaledwie sześć nowych dużych projektów osiągnęło zamknięcie finansowe w pierwszych dziewięciu miesiącach 2023 r. PV Tech Power przeanalizowało sytuację w swoim raporcie za IV kwartał 2023 r. . Oprócz wspierania wdrażania, na początku tego miesiąca rząd ogłosił plan wspierania krajowej produkcji energii słonecznej i czystej energii – co premier Australii nazwał „nową areną konkurencji w stosunkach międzynarodowych”.

Rząd USA ogłosi dotacje w wysokości 7 miliardów dolarów na rzecz mieszkaniowe projekty fotowoltaiczne która zasili ponad 900 000 domów w społecznościach o niskich i średnich dochodach w Stanach Zjednoczonych.  Prezydent Joe Biden ogłosił 22 kwietnia obchody Dnia Ziemi w 2024 r. Biały Dom poinformował, że Biden ogłosi dotacje o wartości 7 miliardów dolarów w ramach konkursu grantowego Solar for All Agencji Ochrony Środowiska, będącego kluczowym elementem funduszu redukcji gazów cieplarnianych o wartości 27 miliardów dolarów przewidzianego w ustawie o redukcji inflacji. Beneficjenci dotacji będą służyć każdemu stanowi i terytorium USA, opracowując „długoterminowe” projekty fotowoltaiczne mające na celu dostarczenie energii słonecznej do budynków mieszkalnych dla około 1 miliona domów w społecznościach o niskich dochodach i znajdujących się w niekorzystnej sytuacji. Rząd USA szacuje, że program pozwoli zaoszczędzić ponad 350 milionów dolarów na rachunkach za energię elektryczną rocznie, co stanowi równowartość 400 dolarów na gospodarstwo domowe. Plan będzie również częścią celu rządu USA, jakim jest skierowanie 40% federalnych wpływów z inwestycji w czystą energię do społeczności znajdujących się w niekorzystnej sytuacji. W latach 2012–2022 w USA słoneczna na dachu moc wzrosła dziesięciokrotnie, przy czym produkcja małej energii słonecznej szybko wzrosła z 5 959 GWh w 2012 r. do 61 281 GWh w 2022 r., co wynika z szybkiego rozpowszechnienia się instalacji domowych. W 2022 r. mieszkaniowe systemy fotowoltaiczne wygenerują 39 510 GWh, co stanowi 64% energii elektrycznej wytwarzanej przez małe instalacje fotowoltaiczne w Stanach Zjednoczonych, podczas gdy komercyjne systemy fotowoltaiczne wygenerują łącznie 17 724 GWh. Chociaż wzrost wytwarzania energii słonecznej na dachach stanowi jedynie 1,5% całkowitego zużycia energii elektrycznej w Stanach Zjednoczonych, przy poziomie zapotrzebowania na rok 2022, wytwarzanie energii słonecznej na dachach mogłoby wygenerować energię elektryczną odpowiadającą około 45% całej sprzedaży energii elektrycznej w całym kraju.

Zdaniem Instytutu Energia odnawialna (IEO), polskiej organizacji badawczej, do końca 2023 roku łączna zainstalowana moc fotowoltaiczna w Polsce przekroczy 17 GW.  Na koniec grudnia 2023 r. skumulowana moc zainstalowana fotowoltaiki w Polsce wyniosła 17 057 MW, co plasuje ją na pierwszym miejscu wśród wszystkich odnawialnych źródeł energii. Na drugim miejscu znajduje się energetyka wiatrowa (9428 MW) i wodna (979 MW). W ubiegłym roku moc nowo zainstalowanych fotowoltaiki w Polsce osiągnęła 4,6 GW. IEO obliczyło tę liczbę na podstawie innego badania opublikowanego w maju 2023 r. Na koniec 2022 r. skumulowana moc zainstalowana fotowoltaiki w Polsce przekroczyła 12,4 GW. W ostatnich latach w Polsce zainstalowano moc fotowoltaiczna nadal rośnie. Według danych IEO na koniec III kwartału 2023 roku liczba projekty fotowoltaiczne w Polsce, które zostały dopuszczone do przyłączenia do sieci, osiągnęły moc 18 GW. IEO podało, że według stanu na trzeci kwartał 2023 r. łącznie pozwolenia na przyłączenie do sieci uzyskało 6929 projektów. W porównaniu z danymi na koniec I kwartału 2023 roku w poprzedniej bazie liczba projektów wzrosła o 41%, a łączna wytwarzanie energii wzrosła o 46%. Niedawno polski operator systemu przesyłowego Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) ogłosił plan zainwestowania 64 miliardów złotych (16 miliardów dolarów) w nowe linie przesyłowe do 2034 roku. W nowym projekcie planu rozwoju na lata 2025-2034 polski operator systemu przesyłowego planuje dobudować do 2034 roku ponad 4800 km linii 400 kV w celu modernizacji polskiej sieci elektroenergetycznej i dodać do niej 45 GW mocy fotowoltaicznej do 2034 r., z czego wielkogabarytowe naziemne moc fotowoltaiczna zamontowana na dachu wynosi około 20 GW, a fotowoltaika na dachu wynosi około 25 GW. W zaktualizowanym krajowym planie na rzecz energii i klimatu Polska zakłada osiągnięcie do 2030 r. 29,3 GW zainstalowanej mocy fotowoltaicznej, czyli o 22 GW więcej niż w poprzedniej wersji krajowego planu na rzecz energii i klimatu złożonej w 2019 r.

W 2023 r. zainstalowano w Europie magazynowanie energii po raz pierwszy moc przekroczy 10 GW.  W zeszłym tygodniu LCP Delta i Europejskie Stowarzyszenie Magazynowania Energii opublikowały ósmy Europejski Monitor Rynku Magazynowania Energii. Z raportu wynika, że w ciągu ostatniego roku w Europie (w tym w krajach UE i spoza UE) zainstalowano łącznie około 10,1 GW w gospodarstwach domowych, na dużych projektach naziemnych oraz na rynkach przemysłowych i komercyjnych. To ponad dwukrotnie więcej niż europejski rekord wynoszący 4,5 GW w 2022 r. i znacznie więcej niż oczekiwana przez LCP Delta wartość 6 GW w 2023 r., zawarta w siódmym „Raporcie Europejskiego Monitora Rynku Magazynowania Energii” opublikowanym o tej porze w zeszłym roku. LCP Delta stwierdziła, że „imponujące wyniki” były efektem połączenia programów wsparcia i poprawy warunków na rynku magazynowania energii. Wspomnieliśmy w niedawnym piątkowym briefingu ESN Premium, że jednym z ważnych wniosków jest luka pomiędzy stroną sieci (duże projekty naziemne) a stroną użytkownika (projekty mieszkaniowe, przemysłowe i komercyjne). Moc zainstalowana po stronie sieci ukończona w 2023 r. wyniesie około 2,7 GW, a moc zainstalowana po stronie użytkownika – około 7,3 GW.