Kanadisches Startup entwickelt Energiespeicher mit Zink

Effizienter und umweltfreundlicher soll die neue Technologie auf Basis von Zink sein.

Ron MacDonald, CEO, Zinc8, will Energie in großen Volumen speicherbar machen. Bildquelle: Zinc8

In Kanada hat ein Startup bekannte Komponenten neu kombiniert: Entstanden ist dabei eine Zink-Luft-Batterie, die bei Herstellung und Anwendung deutliche Vorteile verspricht. Das Unternehmen Zinc8 erhält derzeit Aufmerksamkeit aus der ganzen Welt.

Strom ist nicht speicherbar. Dieser Grundsatz galt viele Jahre für die Energiewirtschaft und die Stromerzeugung fand auf Basis von Kohle- oder Gasvorräten „just-in-time“ statt. Inzwischen wird intensiv geforscht, wie sich zeitweilige Stromüberschüsse für einen späteren Zeitpunkt konservieren lassen.

Getrieben wird die Entwicklung durch die Stromerzeugung aus Solar- und Windanlagen, deren Produktionszeiten sich nach dem Wetter und den Tageszeiten richten. Zu den bekanntesten Stromspeichern zählen Pumpspeicherkraftwerke und Batterien. Die Einsatzfelder sind dabei unterschiedlich, je nachdem ob die Energie innerhalb von Sekunden oder Millisekunden wieder benötigt wird und wie groß der Speicherbedarf ist.

Ein Start-up aus Kanada hat nun die Batterietechnologie weiter entwickelt und erhält derzeit viel Aufmerksamkeit aus allen Regionen der Welt. Das Unternehmen Zinc8 hält in den USA 20 Patente. Vier weitere Verfahren laufen derzeit noch.

Preisgünstige und verfügbare Rohstoffe

Ron MacDonald, CEO, Zinc8 Energy Solutions, geht davon aus, mit der Zink-Luft-Batterie eine deutliche kostengünstigere Energiespeicherung anbieten zu können, als dies mit bisherigen Batterie-Technologien möglich ist. Die eingesetzten Materialien seien preisgünstig und im Gegensatz zu Seltenen Erden in vielen Ländern verfügbar. Die Technologie sei zudem für große Volumen skalierbar.

Die Kosten für Stromspeicher hängen von den eingesetzten Rohstoffen ab.

Die Rohstoffe für die Zink-Batterien von Zinc8 sind gängig und preisgünstig. Quelle: Zinc8

Weiterlesen

Nachhaltigkeit von Wasserstoff: Die „Farbe“ macht den Unterschied

Prof. Dr. Clemens Hoffmann empfiehlt Wasserstoff dort einzusetzen, wo es keine wirtschaftlichen Alternativen gibt.

Prof. Dr. Clemens Hoffmann hat mit seinem Team in einer Studie den Einsatz von Wasserstoff im künftigen Energiesystem untersucht. Bildquelle: Fraunhofer IEE / Volker Beushausen

Das eigentlich farblose Gas Wasserstoff wandelt sich in der Debatte um ein Energiesystem der Zukunft wie ein Chamäleon. Mit der Anlehnung an eine Farbenlehre soll deutlich werden, dass Wasserstoff sehr unterschiedlich erzeugt werden kann. Denn das ist entscheidend für die CO2-Bilanz und die sinnvolle Nutzung als Energieträger. In einer Studie hat das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) die Effizienz der verschiedenen Herstellungsformen und Anwendungsbereiche verglichen.

Wasserstoff gilt als universelle Energielösung der Zukunft. Allein aus Anwendersicht hat Wasserstoff viele Vorteile. Er ist stofflich vielseitig verwendbar und verbrennt als Energieträger ohne CO2-Emissionen. Dabei wird allerdings außer Acht gelassen, dass Wasserstoff nicht natürlich vorkommt, sondern mit hohem Energieeinsatz produziert werden muss. Ein Forscherteam unter Leitung von Professor Clemens Hoffmann hat nun die Anwendung von Wasserstoff unter Effizienzkriterien untersucht. Die Studie entstand im Auftrag des Informationszentrum Wärmepumpen und Kältetechnik (IZW).

Die Wasserstofftechnologie ist bereits seit langem erprobt, hat sich aber aufgrund der Wirkungsgradverluste, die beim Umwandeln auftreten, bisher nicht in großem Stil durchgesetzt. Erst mit dem massiven Bedarf an CO2-freier Verbrennung kommen die Vorteile von Wasserstoff zum Tragen. Auch die Bundesregierung sieht im Wasserstoff ein strategisches Element für die weiteren Schritte der Energiewende.

Der bisher verwendete Wasserstoff ist überwiegend fossilen Ursprungs. Im Zuge der Dekarbonisierung haben sich weitere Verfahren entwickelt. Die Methoden zur Herstellung von Wasserstoff reichen vom Betrieb eines Elektrolyseurs mit Strom aus erneuerbaren Energien oder Kernenergie, durch Umwandlung von Erdgas oder Biogas mit Abspaltung und Einlagerung des CO2. Um die Unterschiede in der Herstellung von Wasserstoff deutlich zu machen, wird dem Endprodukt symbolisch eine Farbe zugeordnet.

Für die Beschreibung von Wasserstoff werden unterschiedliche Farben verwendet.

Um die Nachhaltigkeit von Wasserstoff zu verdeutlichen, werden die verschiedenen Verfahren durch Farben klassifiziert. Bildquelle: Fraunhofer IEE

 

Grüner Wasserstoff als Speicher für Stromüberschüsse

Sogenannter grüner Wasserstoff wird aus Stromüberschüssen aus Sonnen- und Windenergie über einen Elektrolyseur erzeugt. Der hohe Energiebedarf bei der Herstellung wird dadurch gerechtfertigt, dass die eingesetzte Energie in Zeiten von Erzeugungsspitzen, nicht anders verwendet und auf diese Weise gespeichert werden kann. Durch die Erzeugung von Wasserstoff wird erneuerbarer Strom quasi in die Welt der Moleküle überführt.

Beim grünen Wasserstoff wird zudem noch unterschieden, ob dieser über Elektrolyse aus Stromüberschüssen aus PV- und Windanlagen hergestellt wird oder aus Biomethan oder anderen biologischen Prozessen gewonnen wird. Bei Biomethan wird das CO2 abgespalten und muss über Carbon Capture and Storage (CCS) eingespeichert werden. Dies wäre auch für schwarzen Wasserstoff, der aus der Vergasung von Kohle und Öl gewonnen werden kann, der Fall.

Grauer Wasserstoff wird aus Erdgas hergestellt, ohne dass das CO2 über CCS entsorgt wird. Weitere Klassifizierungen sind pinker Wasserstoff, der über Elektrolyse aus Kernenergiestrom und türkiser Wasserstoff, der über Methanpyrolyse aus Erdgas erzeugt wird.

Als weißen Wasserstoff werden natürliche geologische Wasserstoffvorkommen bezeichnet. Diese sind als freies Gas, als Einschlüsse in Felsformationen sowie als gelöstes Gas im Grundwasser bekannt. Die grundsätzliche technische und wirtschaftliche Nutzbarkeit dieser Vorkommen werden erst in Forschungsprojekten untersucht.

Nach Einschätzung von Fraunhofer IEE sollte künftig ausschließlich regenerativ erzeugter Wasserstoff eingesetzt werden. Die technische- und wirtschaftliche Reife für die Bereitstellung von CO2- freiem »grünem« Wasserstoff für industrielle Prozesse und Mobilität ist nach den Ergebnissen der Studie hoch. Um auf die in Deutschland benötigten Mengen zu kommen, müsste ein erheblicher Teil importiert werden. Die Hoffungen richten sich hier auf mögliche Produktionsanlagen in Nordafrika. Allerdings würde Deutschland dann in Konkurrenz zu anderen Importländern stehen. Daher sollte mit dieser kostbaren Ressource sparsam umgegangen werden.

Blauer Wasserstoff aus Erdgas

Beim CO2-armen »blauen« Wasserstoff sei derzeit unklar, ob Herstellung und Transport es zulassen, dass er überhaupt wirtschaftlicher sein kann, als der elektrolytisch hergestellte grüne Wasserstoff. Zudem ist die Speicherung des abgespaltenen CO2 im Boden umstritten. „Eine Erzeugung hochkonzentrierten Kohlendioxids in Mengen von Milliarden von Kubikmetern pro Jahr wirft ähnlich wie bei der Kernenergie die Frage nach Gefahr eines größten anzunehmenden Unfalls auf. Diese Fragen werden bisher noch gar nicht erörtert“, gibt Hoffmann zu bedenken.

Aus Gründen der Wirtschaftlichkeit wird oft argumentiert zunächst mit „blauem“ Wasserstoff aus Erdgas ein System aufzubauen, bevor Wasserstoff aus erneuerbaren Energien in großem Maßstab zur Verfügung steht. Die Fraunhofer Studie empfiehlt hingegen, die möglichen Anwendungen von Wasserstoff kritisch zu hinterfragen und Alternativen der Dekarbonisierung einzubeziehen. Insbesondere für den Wärmemarkt empfehlen die Wissenschaftler anstelle der bisherigen Gasheizungen Wärmepumpen einzusetzen.

Ranking der Wasserstoffanwendungen

„Wasserstoff sollte vor allem dort Anwendung finden, wo keine alternativen Energieträger zur Verfügung stehen“, so Hoffmann. Als Einsatzkriterium schlagen die Wissenschaftler ein Ranking nach der Effizienz vor. Vorteilhaft sei der Einsatz vom Wasserstoff in der Industrie bei der Herstellung von Ammoniak, Methanol und Stahl. Außerdem sehen die Forscher eine sinnvolle Anwendung in Kraftwerken zur Stromerzeugung, wenn erneuerbare Energien nicht zur Verfügung stehen. Notwendig sei der Einsatz von Wasserstoff in der Erzeugung von synthetischen Kraftstoffen im internationalen Verkehr oder von Rohstoffen wie Ethylen.

Unterschiedliche Anwendungen für Wasserstoff

Wasserstoff sollte möglichst dort eingesetzt werden, wo wenig Alternativen zur Verfügung stehen. Bildquelle: Fraunhofer IEE

Zu den voraussichtlich 2050 benötigten Wasserstoffmengen gibt es verschiedene Studien, die zu unterschiedlichen Ergebnissen kommen. Die Szenarien des Fraunhofer IEE aus dem Energiewende-Barometer gehen von 566 TWh aus. Darin enthalten ist ein Bedarf von 192 TWh für die direkte Nutzung in Verkehr, Industrie und Kraftwerken. Für den internationalen Verkehr im Jahr 2050 und den nichtenergetischen Verbrauch ermittelten die Forscher 306 TWh sowie einen Restbedarf von 68 TWh. Damit liegt die Autoren eher im unteren Bereich der Abschätzungen. Andere Szenarien mit einem hohen Anteil von chemischen Energieträgern erwarten bis zu 220 TWh für den Straßenverkehr, ein Drittel davon für den Schwerlastverkehr.

Alternativen für den Wärmemarkt

Als weitere Anwendung ist der Wärmemarkt in der Diskussion. Hier könnte in den Privathaushalten künftig Wasserstoff anstelle von Erdgas verbrannt werden. Diese Anwendung halten die Wissenschaftler des IEE aber für wenig sinnvoll. Das Heizen von Wohngebäuden könne wesentlich effizienter über Wärmepumpen umgesetzt werden: „Eine Umwidmung des heutigen Anteils von 50 Prozent Erdgas an der Gebäudewärme würde einen zusätzlichen Bedarf von 250 TWh thermischer Nutzung des Wasserstoffs zur Deckung des Wärmebedarfs in Gebäuden bedeuten. Der Wärmesektor würde also zu einer Erhöhung des zukünftigen deutschen Wasserstoffbedarfs um 25 bis 40 Prozen führen“, so Hoffmann.

Die Forscher begründen ihre Empfehlung vor allem damit, dass bei der Herstellung von Wasserstoff die Wirkungsgradverluste erheblich sind, während bei der Wärmpumpe ein Hebel dafür sorge, dass mehr Energie in Form von Wärme oder Kälte zur Verfügung stehe als in Form von Strom eingesetzt werde.

Der Transport von Wasserstoff kann über Pipelines oder Tanker erfolgen. Das gut ausgebaute Erdgasnetz in Europa könnte dazu in Teilen für den Wasserstofftransport umgerüstet werden. In dem von Fraunhofer vorgeschlagenen Szenario würden zudem auf der Verteilnetzebene deutlich weniger Leitungen benötigt, da die Wohngebäude über Wärmepumpen beheizt würden.

 

http://www.iee.fraunhofer.de

Link zur Studie: https://www.iee.fraunhofer.de/content/dam/iee/energiesystemtechnik/de/Dokumente/Studien-Reports/FraunhoferIEE_Kurzstudie_H2_Gebaeudewaerme_Final_20200529.pdf

 

 

Elektrofahrzeuge als Stromspeicher

Stromüberschüsse zum Fahren nutzen

Jorgen Pluym, Honda Motor Europe: Die Technik für netzdienliches Laden ist da. Bildquelle: Honda

Während der Parkdauer können elektrische Autos an das Stromnetz angeschlossen werden und Erzeugungsüberschüsse aus erneuerbaren Energien speichern. Technisch ist sogar umgekehrt möglich, dass die Batterie Strom ins Netz liefert. Hierzu läuft in Großbritannien ein gemeinsamer Modellversuch von Honda und dem Aggregator Moixa. Im Interview mit der Zeitschrift „EW – Magazin für die Energiewirtschaft“ erläutert Jorgen Pluym, Energy Management Project Leader, Honda Motor Europe, welche Perspektiven er für eine Markteinführung sieht.

Das Unternehmen Honda bietet seinen Kunden einen flexiblen Tarif zum Laden von Elektrofahrzeugen an, der Erzeugungsspitzen von erneuerbaren Energien berücksichtigt. Perspektivisch sollen weitere Dienstleistungen wie bidirektionales Laden hinzukommen. Unter dem Namen e:Progress bietet Honda einen ergänzenden Service für Kunden von Elektrofahrzeugen an. Dazu gehöre die Auswahl, Installation der Ladestation und ein flexibler Tarif, der den fluktuierenden Verlauf der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windenergie berücksichtige, erläutert Pluym.

Variabler Stromtarif spiegelt Erzeugung durch Sonne und Wind

Der variable Stromtarif für die E-Fahrzeug-Kunden wird von den drei Partnern Honda, Moixa und Vattenfall gemeinsam bereitgestellt. Honda verkauft die Ladestation an den Kunden. Diese kann über das Internet oder das Mobilfunknetz kommunizieren. Der Aggregator Moixa steuert den Ladevorgang über eine Cloud und berücksichtigt sowohl die Informationen zum Stromangebot als auch das Ladeverhalten des Kunden. Vattenfall bietet einen Tarif, der sich nach den Preisveränderungen an den Großhandelsmärkten richtet. Ziel ist es, dass das Auto ausreichend Energie hat, wenn der Kunde es benötigt und genau dann lädt, wenn viel billige Energie im Netz ist, weil die erneuerbaren Energien große Mengen einspeisen.

Modellversuch in London: Autos liefern Strom ins Netz

In London betreibt Honda zudem einen Modellversuch, bei dem die Autos außerdem auch entladen werden, wenn mehr Strom im Netz benötigt als aktuell erzeugt wird. Geplant seien auch Demonstrationsprojekte in Deutschland, berichtet Pluym. Allerdings hänge dies von den regulatorischen Rahmenbedingungen ab. In Deutschland müsse jedes einzelne Gerät durch die Übertragungsnetzbetreiber präqualifiziert werden. Außerdem seien für den Ladevorgang Umsatzsteuer und weitere staatliche Abgaben zu zahlen. Das mache das Angebot schwierig.

In Deutschland sind noch einige Hürden zu nehmen

Bisher werde in Deutschland die Flexibilität in den Märkten von den Übertragungsnetzbetreibern bereit gestellt. Aber mit einem steigenden Anteil von erneuerbaren Energie erwartet Honda, dass die Verteilnetzbetreiber ebenfalls Möglichkeiten entwickeln, um das Netz zu stützen. Dann seien Gesetzesänderungen und Standards in Deutschland nötig, um einen variablen Tarif bundesweit anbieten zu können. Ein kleines Problem sei auch, dass es 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland gebe. In Frankreich gebe es einen, in Großbritannien sechs, in den Niederlanden vier.

Honda ist überzeugt, dass sich der Markt verändern wird. Derzeit werde viel erneuerbare Erzeugung abgeregelt, die eigentlich genutzt werden könnte. Wir akzeptieren daher auch noch geringe Margen, denn wir wollen da sein, wenn die Veränderungen kommen, so Pluym. In Großbritannien seien die Fluktuationen deutlich stärker ausgeprägt.

Das vollständige Interview ist in EW 5/2020 erschienen.

Bildquelle: Honda

https://www.honda.de/cars.html

Zum  Zusammenspiel von Verteilnetz- und Übertragungsnetz: Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Akzeptieren und mitmachen: Die Europäische Idee einer Energieversorgung durch Bürger

Selbstversorgung einer Wohnsiedlung in Amsterdam

Energiegemeinschaft Schoonship in Amsterdam / Bildquelle: Isabel Nabuurs http://www.isabelnabuurs.nl

Energy community – der Begriff klingt gut, die Bedeutung bleibt zunächst wage. Dahinter steht eine Vielzahl von Organisationsformen stehen, die sich derzeit etablieren und sehr unterschiedliche Mitglieder haben. Die EU sieht in solchen Gemeinschaften einen Weg, die Energiewende in der Gesellschaft zu verankern. Auf einer Online-Veranstaltung der österreichischen Initiative „Mission Innovation Austria“ wurde über die unterschiedlichen Ausprägungen in den EU-Mitgliedsstaaten diskutiert.

In den Anfängen wurde die Energiewende vom Mut und dem Engagement einzelner Individualisten und Gruppierungen getrieben, die sich persönlich stark eingebracht haben. Inzwischen ist der Klimaschutz im „Mainstream“ von Politik, Wirtschaft und Gesellschaft angekommen. Dabei hat der Transformationsprozess an Dynamik verloren. Im Gegenteil: Nun sind es oft die Anwohner, die gegen den Ausbau von erneuerbaren Energien protestieren. Restriktive Abstandsregelungen für Windkraftwerke und eine Mengenbeschränkung für Solaranlagen bremsen Investoren.

Energiewende für alle: Smarter Consumer, Smarter Kunde, Smarter Bürger

Sowohl im regulatorischen Rahmen als auch in den Anwohnerprotesten spiegelt sich das Grundproblem der Energiewende: Es fehlt an Akzeptanz für neue Infrastrukturprojekte. Damit wird deutlich, dass die Energiewende nicht gegen die Gesellschaft vorankommen kann. Nicht nur Unternehmen, auch Bürger und Wähler müssen den Transformationsprozess mittragen. Neudeutsch heißt das „smart“ werden.

Weiterlesen

Im Nordosten mehr erneuerbare Energien und weniger Redispatchkosten

Stromübertragungsnetz und Schaltanlagen

Stromnetze und Kraftwerke in der Regelzone 50Hertz (Bildquelle: 50Hertz)

Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission hat 2019 mit 60 TWh rund 60 Prozent mehr Strom aus erneuerbaren Energien transportiert als im Vorjahr. Trotzdem konnten die Kosten für das Einspeisemanagement der fluktuierenden Erzeugung aus Sonne und Wind deutlich reduziert werden. Der gesamte Beitrag ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft 4/2020 erschienen.

Das Netzgebiet des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz umfasst die Bundesländer Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen sowie die Stadtstaaten Berlin und Hamburg. 2019 deckten die erneuerbaren Energien im Jahresmittel zu 60 Prozent den Strombedarf im Netzgebiet.„Der Nordosten Deutschlands entwickelt sich immer mehr zum “Grünen Kraftwerk” der Energiewende in Deutschland“, betonte der Vorsitzende der Geschäftsführung Stefan Kapferer.

Für Netzbetreiber bedeutet ein hoher Anteil von erneuerbarem Strom, dass wetterbedingte Erzeugungsschwankungen permanent ausgeglichen werden müssen. Produzieren Windkraftwerke mehr Strom als das Netz aufnehmen kann, werden diese gedrosselt. Reicht die erzeugte Strommenge nicht aus, werden zusätzlich Kraftwerke hochgefahren. Dieses Netzmanagement ist aufwendig und führt zu sogenannten Redispatchkosten in Millionenhöhe. Im Zuge des Netzausbaus gehen diese zunehmend zurück. In der Regelzone 50Hertz musste 2019 seltener in die Fahrweise der konventionellen Kraftwerke eingegriffen werden als im Vergleichszeitraum und die Redispatch-Kosten sanken von 134 Mio. Euro (2018) auf 84 Mio. Euro (2019).

Ausstieg aus der Kohle verändert Netzbedarf

In den nächsten Jahren stehen durch den Ausstieg aus der Kohleverstromung einige strukturelle Veränderungen und damit steigende Transporterfordernisse für Strom an. Ab 2028 sollen die ersten Kraftwerke in der Lausitz vom Netz gehen. Aus politischer Perspektive gebe es damit Planungssicherheit, so Kapferer. Er wies allerdings darauf hin, dass bei niedrigen Strompreisen die Wirtschaftlichkeit der Kohlekraftwerke schon vor den festgelegten Daten nicht mehr gegeben sein könnte.

Trotz des Kohleausstiegs sieht 50Herzt die Sicherheit von System und Versorgung gewährleistet, wenn der Ausbau der erneuerbaren Energien konsequent fortgesetzt werde und Ersatzkapazitäten rechtzeitig zur Verfügung stehen. Zudem müsse für eine passende Bereitstellung von Systemdienstleistungen gesorgt werden.

Investitionen ins Übertragungsnetz und Anschluss von Offshore-Windparks

Im vergangenen Jahr 2019 lag bereits ein Schwerpunkt der Unternehmensaktivitäten von 50Hertz auf den Investitionen. So wurden die Offshore Windparks „Wikinger“ und „Arkona“ an das Stromnetz angebunden. Das Übertragungsnetz wurde durch Austausch von 225 Masten für die 380 kV-Ebene verstärkt. Außerdem wurden Umspannwerke errichtet und ausgebaut und ein Prognose-Modell auf Basis von Künstlicher Intelligenz zur Vorhersage von Netzverlusten eingeführt.

Im laufenden Jahr 2020 will 50Hertz weiter wachsen, die Mitarbeiterzahl um 10% erhöhen und die Investitionen um 40% steigern. 2020 bis 2024 sollen 4,2 Mrd. Euro eingesetzt werden, wobei bis zu 60 Prozent des Investitionsprogramms extern finanziert werde. Dazu plant der Netzbetreiber 2020 rund 750 Mio. Euro Fremdkapital durch die Emission eines sogenannten Green Bonds aufzunehmen.

Große Investitionsvorhaben des laufenden Jahres sind der Baubeginn der Verbindung „Ostwind 2“ als Anschluss für die Offshore-Windparks „Baltic Eagle“ und „Arcadis“ in der Ostsee. Zudem sind Powert-to-Heat-Kooperationen mit den Stadtwerken Neubrandenburg und Rostock in Vorbereitung. Anstatt überschüssigen Windstrom abzuregeln, solle die Energie künftig für die Wärmeversorgung gespeichert werden. Außerdem ist die Fertigstellung des 1. Bauabschnitt der 380kV Freileitung von Güstrow in Mecklenburg-Vorpommern nach Wolmirstedt in Sachsen-Anhalt geplant.

Ein europäisches Kooperationsprojekt von 50Hertz steht kurz vor der Inbetriebnahme: Die Offshore-Windparks „Kriegers Flak“ in Dänemark und „Baltic 2“ in Deutschland sollen im ersten Halbjahr 2020 über ein Seekabel verbunden werden. Dadurch werden die Stromnetze und -märkte Deutschlands und Dänemarks stärker mit einander vernetzt. Als weiteres europäisches Projekt befindet sich Hansa Power Bridge, ein Interkonnektor zwischen Deutschland und Schweden in der Vorplanung.

50hertz.com

50hertz.com/app

 

Weitere Beiträge zum Thema Netzausbau:

Interview mit Stefan Kapferer: Kosteneffiziente Lösungen für politische Entscheidungen finden. 

PPA in Nordeuropa: Windstrom für Rechenzentren und energieintensive Industrie

PPA_Grafik

Ökostrom direkt vom Erzeuger beziehen? Viele Unternehmen schließen inzwischen mit Anlagenbetreibern von Wind- und Solarparks langfristige Lieferverträge sogenannte Power Purchase Aggreement (PPA) ab. Die größten Kapazitäten werden derzeit von der Aluminium- und IT-Industrie kontrahiert. Dies geht aus dem aktuellen Report „Financing and Investments Trends“ für die Windindustrie in Europa hervor.  

Zu den großen Abnehmern von erneuerbarem Strom über PPA zählen energieintensive Unternehmen wie Aluminiumschmelzen und Datencenter. Die größten Volumen kontrahierten im Jahr 2019 Norsk Hydro, Google, Alcoa, Amazon Web Services, Dutch Railway: Vivens, Facebook, Microsoft und BT Group.

Hauptmotivation: Energiekosten senken

Viele Industrieunternehmen setzen auf PPA, um sich große Mengen kostengünstigen Strom aus erneuerbaren Energien langfristig zu sichern. Für die industriellen Stromverbraucher sind PPA leichter zu realisieren, als selbst eine Anlage zu betreiben. Nach einer Untersuchung von 1.200 Unternehmen in sechs Ländern im Auftrag des Unternehmens BayWa stand bei 92% der Befragten die Reduzierung der Energiekosten im Vordergrund.

Auch für die Betreiber der Wind- und Photovoltaik-Anlagen bringt ein langfristiger Direktvertrag Vorteile. Durch die Abnahmegarantie über einen langen Zeitraum, sinkt das Risiko und das Projekt lässt sich günstiger finanzieren. Mit zunehmendem Auslaufen der bisher üblichen staatlichen Förderung für erneuerbare Energien werden PPA an Bedeutung gewinnen.

Weiterlesen