Der Hamburger Photovoltaik-Projektierer Enerparc und die deutsche Tochter des Schweizer Energiekonzerns Axpo haben einen PPA der besonderen Art geschlossen: Axpo wird ab 2023 Strom aus einem Enerparc-Solarpark abnehmen und vermarkten, der ein Baseload-Band liefert. Um die Lieferung zu gewährleisten, hat die Enerparc-Tochter Sunnic Lighthouse einen Batteriespeicher installiert. Nach Angaben der Partner handelt es sich hierbei um den ersten PPA dieser Art in Deutschland.
Der Solarpark in Büttel bei Brunsbüttel hat eine Leistung von 39 Megawatt, der am Standort installierte Batteriespeicher eine Kapazität von acht Megawattstunden. Axpo wird jährlich rund 35 Gigawattstunden Solarstrom abnehmen, vier Gigawattstunden werden über das Marktprämienmodell vermarktet. Das Projekt hatte sich im Rahmen der EEG-Innovationsausschreibung für eine fixe Marktprämie qualifiziert.
Die mit etwa 119.000 Modulen ausgestattete Anlage soll im Sommer 2022 in Betrieb gehen. Die Finanzierung erfolgt über die Deutsche Anlagen Leasing sowie die Sparkasse Oberhessen unter Einbindung von KfW-Mitteln. Die Laufzeit des PPA beträgt zehn Jahre.
„Wir sind bestrebt, den Ausbau der erneuerbaren Energien im Allgemeinen und der Solarenergie im Besonderen mit unserem umfangreichen Know-how im Bereich der PPAs zu unterstützen, um die Energiewende in Deutschland weiter voranzubringen“, sagt Thomas Kott, Head Portfolio Management bei Axpo Deutschland. Die Innovationsausschreibung für Projekte mit Batteriespeicher sei dabei ein wichtiger Mosaikstein. Sie werde es ermöglichen, in Zukunft weitere Projekte in die Tat umzusetzen.
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Mich hätte der Preis für die kWh Baseload Strom aus PV in Deutschland echt interessiert.
Klasse Meldung!
Solar- und Windparks werden nun sehr schnell viel öfter in direkter Kombination und mit Stundenspeichern Energie liefern. Baseload 2.0 könnte man auch dazu sagen.
Aber der Weg ist klar.
Alles sehr schön und zu begrüßen, aber leider wieder nur für die Energiewende der großen Player.
Der Ökostrom der kleinen, dezentralen Erzeuger, wird weiterhin, an der Börse zu Graustrom degradiert. Möglicherweise wird er um diese Stundenspeicher zu füllen, wieder zu Grünstrom.
Ich halte die zwangsweise Verkopplung von Erzeugern und Speichern für Quatsch, genauso wie die zwangsweise Verkopplung von Verbrauchern mit Speichern.
Bei der zwangsweisen Verkopplung kann es passieren, dass ein Erzeuger einspeichert, weil er gerade viel produziert, ein Verbraucher gleichzeitig ausspeichert, weil er gerade viel verbraucht. Die resultierenden Speicherverluste und Speicherabnutzung könnte man sich aber sparen, wenn der erzeugte Strom direkt verbraucht wird.
Speicher sollten einfach als dritte Kategorie im Netz geführt werden. Einspeichern tun sie, wenn im Netz ein Überschuss besteht, ausspeichern bei Strommangel. Gleichzeitig Ein- und Ausspeichern sollten sie nur, wenn das Übertragungsnetz an seine Belastungsgrenze gerät, vor bzw. hinter dem Engpass. Das letztere ist eine Zweitfunktion, die den Nutzwert der Speicher erhöht. Zwangsverkoppelte Speicher können diesen Nutzwert nicht bringen, weil sie immer nur aus der Perspektive des Kopplungspartners betrieben werden.
JCW schreibt.
Die resultierenden Speicherverluste und Speicherabnutzung könnte man sich aber sparen, wenn der erzeugte Strom direkt verbraucht wird.
@ JCW.
Sie kommen der guten alten Zeit immer näher, die Sie bei meinen Beiträgen oft als langweilige Wiederholungen bezeichnet haben.
Nach der Gesetzeslage von vor 2010, als der erzeugte EEG Strom den Versorgern noch mit Ökobändern zwingend zugeteilt wurde, ist der auch direkt verbraucht worden.
Was genau bedeutet Baseload-Band? 8MWh Speicher kann über 24h 333kW liefern, aber im Winter wird der Speicher sicher nicht täglich gefüllt. Die garantierte „Baseload“ dürfte also deutlich kleiner ausfallen!?
Baseload heißt auf deutsch (cum grano salis) Grundlast. Es ist ein Begriff aus der alten Energiewelt, als es Kraftwerke gab, die 24h durchpowern mussten, weil kurzfristiges Abregeln und wieder Anfahren unwirtschaftlich war. Vor allem Kernkraftwerke und Braunkohlekraftwerke fielen darunter, auch Laufwasserkraftwerke werden normalerweise so betrieben, obwohl zumindest ein Teil der Leistung modulierbar wäre. Im schlimmsten Fall können sie ohne Verluste auf Null-Leistung heruntergefahren werden indem man das Wasser über den Überlauf an der Turbine vorbeilaufen lässt. Die Wärmekraftwerke können nicht mal das. Wenn im Netz kein Bedarf für ihren Strom besteht, bezahlen sogar dafür, ihre Leistung ins Netz abgeben zu dürfen, weil sie sonst einen Hitzekollaps erleiden.
In der neuen Energiewelt wird in einem Großteil der Zeit keine Grundlast benötigt, weil Wind und PV den Bedarf zu 100% decken und noch darüberhinaus Strom für die Wasserstoffelektrolyse, Hochtemperaturspeicher und (in geringerem Umfang) Batterien liefern. Nur während der beliebten Dunkelflaute müssen flexible Kraftwerke tätig werden. Das ist dann aber keine Grundlast, sondern Regelenergie. Statt der früher üblichen horizontalen Einteilung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast kommt in Zukunft also eine vertikale Aufteilung in volatilen Strom (polemisch gerne als „Zappelstrom“ verunglimpft) und regelbaren durch Rückverstromung aus H2 und Hochtemperaturspeichern, beide möglichst in Kraft-Wärmekopplung. Auch Biogas und Wasserkraft werden eine kleine Rolle spielen, außerdem in Grenzen regelbare Verbraucher wie Ladesäulen, Wärmepumpen, Kältemaschinen und Elektrolyseanlagen.
Die Regelung wird anspruchsvoller sein als in der Vergangenheit, was sich auch in einem entsprechenden Marktdesign niederschlagen muss. Der verzweifelte Versuch, die neuen Probleme mit alten Begriffen zu lösen, wird nicht funktionieren.
Der Speicher ist ja deutlich unterdimensioniert für 39 MWp PV. Selbst wenn die PV Anlage im Winter nur 10% liefert, ist der Speicher in 2 Stunden voll geladen. Ich denke die haben Lieferverträge für um die 500kw baseload abgeschlossen.
@ JCW Sehr gut dargestellt, Grundlast ist Geschichte. Der Schlüssel für die Energiewende heißt Logistik.
Siehe hier, meine schon oft gepostete Hochschulrecherche.
Zitat: Diese zwei Artikel beantworteten sehr gut unsere Frage, wer eigentlich an der Strombörse einkauft. Denn es wurde immer nur von Versorgungsunternehmen, Stromhändlern, industriellen Großkunden und Banken gesprochen. Nun wissen wir dazu gehören auch die Stadtwerke und Unternehmen, wie E.ON, RWE usw. Es gibt also keinen Zwischenhändler mehr. Der Grund dafür, dass Unternehmen wie RWE auch an der Börse einkaufen, obwohl sie selbst rund 30 Kraftwerke besitzen und somit eigentlich genug Strom produzieren, ist einfach. Es gibt Tage, da ist der Strompreis an der Börse so günstig, dass eine Eigenproduktion viel teurer wäre. Daher werden dann die Kraftwerke gedrosselt und lieber günstig eingekauft. Zitat Ende.
Jetzt müssen die EE nur wieder – wie bis 2010 der Fall – zwingend mit Ökobändern den Versorgern zugeteilt werden, dann ist das nicht nur eine Ertragsoptimierung der Versorger, sondern die Tatsache, dass Sonne und Wind keine Rechnung schicken, kommt auch den Verbrauchern zugute. Bisher war das für die Verbraucher alles kontraproduktiv. Die EE müssen separat am Spotmarkt verkauft werden, haben dort die Börsenpreise gesenkt ( Merit Order Effekt ) wofür die Verbraucher höhere Umlage bezahlt haben.
Siehe hier:
https://www.iwr-institut.de/images/seiteninhalte/presse/grafiken/strompreis_terminmarkt.png
Alleine von 2011 bis 2016 haben sich die Strom Beschaffungskosten fast halbiert. Wegen der paradoxen Gesetzeslage die seit 2010 gilt, hat sich deswegen die EEG Umlage von3,530 auf 6,354 Cent/kWh erhöht.
Für neu hinzugekommene Leser siehe hier unter Auswirkungen.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung