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Energie & Management > Aus Der Aktuellen Zeitungausgabe - Schon dreistellige PPA-Preise
Quelle: E&M
Aus Der Aktuellen Zeitungausgabe

Schon dreistellige PPA-Preise

Seit Kurzem bringt ein Preisindex von E&M und Enervis Transparenz in das in Deutschland eher kleine Marktsegment. Und die Grenzen zu gefördertem Grünstrom verwischen.
Power Purchase Agreements (PPA) sind auch in Deutschland auf dem Vormarsch und die erzielbaren Preise haben im Laufe des Jahres 2021 stetig angezogen bis zu einem besonders steilen Anstieg im Dezember. Das ist das Ergebnis des ersten „PPA-Preisindex“. Den neuen Preisindex stellt das Analyse- und Beratungshaus Enervis seit Januar, monatlich aktualisiert, in einer erweiterten Kooperation E&M-Abonnenten online zur Verfügung.

Laut dem ersten Aufschlag konnten über 20 Jahre alte Windenergieanlagen an Land, die aus der Erneuerbaren-Förderung gefallen sind, im Dezember 2021 zwischen 107 und 142 Euro pro MWh Fixpreis in einem zweijährigen Liefervertrag für 2022 und 2023 erlösen. Das war erstmals dreistellig und binnen eines Monats ein Sprung nach oben um 42 bis 52 Euro oder um 58 bis 64 %. Anfang 2021 hatten die Marktpreise für Ü20-Wind-PPA noch bei 27 bis 41 Euro pro MWh gelegen und waren seither von Monat zu Monat gestiegen − analog zur Entwicklung des Graustromterminmarkts.

Ebenfalls einen stetigen Anstieg marktgerechter PPA-Abschlusspreise sieht der „PPA-Preisindex“ im vergangenen Jahr bei neuen Photovoltaikfreiflächenanlagen − allerdings auf niedrigerem Niveau. Auch hier: eine stetige Aufwärtsentwicklung, die im Dezember einen gewaltigen Sprung nach oben macht. Von Januar 2021 stiegen die Preise von einer Bandbreite zwischen 30 und 37 Euro pro MWh bis November auf eine Range zwischen 52 und 60 Euro pro MWh.

 
Auch zehnjährige Power Purchase Agreements mit PV-Großprojekten in Deutschland kannten 2021 preislich nur eine Richtung: nach oben, so der neue „PPA-Preisindex“ von Enervis und E&M
Quelle: Enervis

Im Dezember dann ein steiler Anstieg auf 68 bis 76 Euro, während der Mischpreis aus den zugrundeliegenden Jahresprodukten am Graustrommarkt mit 100,20 Euro erstmals dreistellig war. Dieser Mischpreis liegt wesentlich niedriger als beim Onshore-Wind-PPA, weil nicht nur zwei Jahresprodukte im Korb liegen wie beim typischen Ü20-Wind-PPA. Und für die ferner liegenden Lieferjahre liegen die Notierungen beziehungsweise Prognosen schlicht niedriger.
Die Zahlen verdeutlichen aber auch, dass ein einziger Deutschland-Index die erheblichen Erlösunterschiede zwischen den Technologien in einem wenig aussagekräftigen Durchschnitt verwischt hätte.

Warum keine Ü20-PV und keine Offshore-Windparks, weder alte noch neue? „Die Auswahl spiegelt den aktuellen deutschen PPA-Markt wider“, antwortet Enervis-Partner Nicolai Herrmann E&M. „Wir haben hier im Wesentlichen die beiden Technologien Ü20-Onshore-Wind und neue PV-Projekte. Auf Ü20-PV-Anlagen in PPA-relevanter Leistungsgröße, also im Megawattbereich, werden wir hierzulande noch ein paar Jahre warten müssen − sie dürften ab Mitte der 2020er relevant werden. Und Offshore-PPA sind im Wesentlichen großen Akteuren vorbehalten und werden individuell verhandelt.“ Enervis und E&M bearbeiten seit 2018 zusammen das Thema der Power Purchase Agreements, der Direktlieferverträge von grünen oder KWK-Anlagen, mit gemeinsamen Formaten: etwa dem PPA-Panel auf der Leitmesse E-world − das 2022 wegen der Pandemie ausfällt − sowie, erneut am 1. August, mit dem jährlichen Marktüberblick „PPA-Barometer“.

Insgesamt liegen die PPA-Preise niedriger als die durchschnittlichen Erlöse in der Direktvermarktung: PV in der Direktvermarktung erzielte im Dezember 2021 270,75 Euro pro MWh, Onshore-Windstrom 160,77 Euro pro MWh. Das liegt daran, dass die Direktvermarktung monatlich am Spotmarkt stattfindet. Dort sind die Preise für Kurzfristlieferprodukte derzeit wesentlich höher als im Terminmarkt für gesamte Frontjahre. Die hier bewerteten PPA bieten Anlagenbetreibern im Gegenzug länger sichere Einnahmen.

Auf die Preisbandbreiten kommen die Analysten von Enervis so: Sie nehmen vom ermittelten durchschnittlichen Preis der jeweils einschlägigen Jahreslieferprodukte auf dem Graustromterminmarkt der Börse EEX − dem Dreh- und Angelpunkt für die Bepreisung dieser langfristigen Direktlieferverträge − verschiedene Abschläge vor:
  • für das technologie- und standortspezifische Einspeiseprofil
  • sowie für energiewirtschaftliche Abwicklung und Risikoprämie.
  • Dann schlagen sie aktuelle Preisbandbreiten für Herkunftsnachweise (HKN) auf (Näheres zur Methodik sowie Nutzungshinweise: energie-und-management.de/informationen/ppa-preisindex). Denn Strom aus grünen PPA erhält im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung HKN und darf auch als Ökostrom verkauft werden.
Schub für den Markt

Schub für den bisher relativ kleinen PPA-Markt kam 2021 an Land durch das erstmalige Rausfallen von 4.000 MW Windenergieanlagen aus der gut 20-jährigen Förderung im Marktprämienmodell. Gefolgt von je 2.300 MW in den Folgejahren sowie auf See durch die mittlerweile durchgängigen subventionslosen Gebote auf die Ausschreibungen von Windparkflächen seit 2018, unter denen 2021 sogar schon das Los entscheiden musste. Für die Offshore-Entwickler und ihre Banken im Hintergrund ist daher der Verkauf eines Großteils der elektrischen Leistung ihrer Parks über PPA eine Voraussetzung für den finalen Investitionsentscheid (FID).

Oersted etwa entschied sich laut Mitteilung vom Spätjahr 2021 zum Bau des 2018 zugeschlagenen 900-MW-Parks Borkum Riffgrund 3, kurz nachdem der Offshore-Marktführer den Bestand an Corporate PPA aus dem Projekt auf einen Schlag mit Amazon um 350 auf 786 MW erhöht hatte. Gode Wind 3 (242 MW) wird ebenfalls gebaut.

Es war der erste FID überhaupt in Deutschland für ein subventionsfreies Offshore-Projekt. Oersted erweitert damit sein Investitionsvolumen hierzulande seit 2014 auf 7,5 Mrd. Euro. EnBW hat im Dezember die Vermarktung weiterer 85 MW aus dem 900-MW-Vorhaben He Dreiht bekannt gegeben, und zwar an Fraport, sich aber noch nicht endgültig entschieden.

Auf Käuferseite finden sich vor allem Chemie- oder Zementindustrielle wie die BASF und Opterra sowie Big-Data-Konzerne, die ihre Produktion respektive Rechenzentrumsleistung vergrünen wollen.

​PPA oder Förderung − stimmt das?

Die langfristigen PPA sind zwar von der spotorientierten Direktvermarktung zu unterscheiden (siehe auch die E&M-Direktvermarktungsumfrage auf den Seiten 9 bis 12 mit Angaben zu Portfolien in „Sonstiger Direktvermarktung“ und PPA). Und EnBW-Chef Frank Mastiaux sagte beim Fraport-Deal: „Langfristige Stromabnahmeverträge sind eine Antwort des Marktes darauf, die Energiewende auch ohne staatliche Unterstützung voranzubringen.“

 
„Das bislang umfangreichste PPA mit Biogasanlagen in Deutschland“ hat Jochen Schwill, Gründer und Geschäftsführer von Next Kraftwerke, abgeschlossen
Quelle: Next Kraftwerke

Doch so scharf trennen lässt sich beides nicht immer. Das zeigt das im Dezember 2021 abgeschlossene erste Biogas-PPA von Next Kraftwerke, nach Einschätzung von Geschäftsführer Jochen Schwill das „bislang umfangreichste PPA mit Biogasanlagen in Deutschland“. Der Kölner Direktvermarkter und Virtuelles-Kraftwerk-Betreiber nimmt dem niedersächsischen Anlagenbauer und -betreiber Bioconstruct im ersten Quartal 40 Mio. kWh Biogasstrom aus 86 eigenen und fremden Blockheizkraftwerken ab. Dafür zahlt er ihm „deutlich“ mehr als die EEG-Vergütung. Ein kurzes Zeitfenster im Terminmarkt habe dies ermöglicht, so die Kölner. Aber die Anlagen bleiben alle im Marktprämienmodell. Sie bekommen nur solange keine Marktprämie, so ein Next-Sprecher. Mittlerweile gab der Terminmarkt wieder nach, sodass PPA tendenziell nur noch für Anlagen mit fester Biomasse und im Mittel niedrigerer Förderung attraktiv seien.

Pexapark zählt die Abschlüsse

Wie groß ist eigentlich der deutsche PPA-Markt? Dazu machte Jens Hollstein auf der Jahreskonferenz der Marktoffensive Erneuerbare Energien im Dezember Angaben. Hollstein leitet die Beratung bei dem auf PPA spezialisierten Schweizer IT-, Analyse- und Risikomanagement-Unternehmen Pexapark. Zu dessen Referenzkunden gehören die Börse EEX, der Windturbinenbauer Vestas, die Kraftwerksbetreiber Oersted, RWE, Uniper, Baywa Re, Abo Wind, Encavis und Iberdrola sowie Infrastrukturinvestoren wie Allianz, Ardian oder Glennmont. 

Für Hollstein hat die Strompreis-Rallye im Oktober ein neues PPA-Marktsegment hervorgebracht: Es betrifft alle Anlagen, die mit einem PPA sofort oder langfristig besser fahren als mit den „Anzulegenden Werten“ aus dem EEG. Die neue Lage „führt die Diskussion über eine Anschlussförderung für Erneuerbaren-Anlagen ad absurdum“, meinte Hollstein mit Blick auf eine entsprechende Forderung des Bundesverbands Windenergie (BWE).

In diesem Jahr sollen Hollstein zufolge 2.000 MW förderfreie PV-Parks entstehen. Erste PPA seien unterzeichnet, für 2024 bis 2033. Zehn Jahre Laufzeit seien hier üblich, sagte er damals genauso wie nun Nicolai Herrmann von Enervis.
Bei ausgeförderten Onshore-Windanlagen liefen die PPA von einem Jahr bis zu fünf Jahren.

Dass die Terminmarktpreise seit Oktober noch mal in ungekannte Höhen schnellten, sei, so Hollstein, „gar nicht sooo gut für den PPA-Markt“. Am 14. Dezember ging an der Börse EEX das Frontjahr einmal für 204 Euro pro MWh über den Tresen und auch die Jahreslieferung 2024 erzielte immerhin noch 91,50 Euro pro MWh. „Das schreckt viele Käufer ab“, sagte Hollstein. Sprich: Die Käufer müssten die Terminmarktnotierungen − mit Abschlägen − über die gesamte Laufzeit zahlen, auch wenn sich der Graustrommarkt zwischenzeitlich erneut dreht. So zählt Pexapark für dieses Rumpfjahr nur 14 deutsche PPA-Abschlüsse. 2020 waren es noch 19. In den Vorjahren war die Zahl der Deals Pexapark zufolge nur einstellig.

Erstmals PV-Speicherkombis

Im Januar wurden die ersten PPA für Solarpark-Batteriespeicher-Kombinationen aus Innovationsausschreibungen, also ebenfalls unter gesetzlicher Förderung, bekannt. Ein PPA war zwischen E2M/EDF Trading und dem Leipziger Projektentwickler Green Energy 3000 GmbH (siehe auch Direktvermarktungsumfrage). Beim anderen erwarb die Schweizer BKW von dem Projektentwickler Maxsolar den Strom aus zwei PV-Parks mit insgesamt gut 10 MW, die „in Kürze“ ans Netz gehen sollen, und einem etwa 7 MWh großen Speicher bei Hofheim in Unterfranken.

Donnerstag, 17.02.2022, 09:00 Uhr
Georg Eble
Energie & Management > Aus Der Aktuellen Zeitungausgabe - Schon dreistellige PPA-Preise
Quelle: E&M
Aus Der Aktuellen Zeitungausgabe
Schon dreistellige PPA-Preise
Seit Kurzem bringt ein Preisindex von E&M und Enervis Transparenz in das in Deutschland eher kleine Marktsegment. Und die Grenzen zu gefördertem Grünstrom verwischen.
Power Purchase Agreements (PPA) sind auch in Deutschland auf dem Vormarsch und die erzielbaren Preise haben im Laufe des Jahres 2021 stetig angezogen bis zu einem besonders steilen Anstieg im Dezember. Das ist das Ergebnis des ersten „PPA-Preisindex“. Den neuen Preisindex stellt das Analyse- und Beratungshaus Enervis seit Januar, monatlich aktualisiert, in einer erweiterten Kooperation E&M-Abonnenten online zur Verfügung.

Laut dem ersten Aufschlag konnten über 20 Jahre alte Windenergieanlagen an Land, die aus der Erneuerbaren-Förderung gefallen sind, im Dezember 2021 zwischen 107 und 142 Euro pro MWh Fixpreis in einem zweijährigen Liefervertrag für 2022 und 2023 erlösen. Das war erstmals dreistellig und binnen eines Monats ein Sprung nach oben um 42 bis 52 Euro oder um 58 bis 64 %. Anfang 2021 hatten die Marktpreise für Ü20-Wind-PPA noch bei 27 bis 41 Euro pro MWh gelegen und waren seither von Monat zu Monat gestiegen − analog zur Entwicklung des Graustromterminmarkts.

Ebenfalls einen stetigen Anstieg marktgerechter PPA-Abschlusspreise sieht der „PPA-Preisindex“ im vergangenen Jahr bei neuen Photovoltaikfreiflächenanlagen − allerdings auf niedrigerem Niveau. Auch hier: eine stetige Aufwärtsentwicklung, die im Dezember einen gewaltigen Sprung nach oben macht. Von Januar 2021 stiegen die Preise von einer Bandbreite zwischen 30 und 37 Euro pro MWh bis November auf eine Range zwischen 52 und 60 Euro pro MWh.

 
Auch zehnjährige Power Purchase Agreements mit PV-Großprojekten in Deutschland kannten 2021 preislich nur eine Richtung: nach oben, so der neue „PPA-Preisindex“ von Enervis und E&M
Quelle: Enervis

Im Dezember dann ein steiler Anstieg auf 68 bis 76 Euro, während der Mischpreis aus den zugrundeliegenden Jahresprodukten am Graustrommarkt mit 100,20 Euro erstmals dreistellig war. Dieser Mischpreis liegt wesentlich niedriger als beim Onshore-Wind-PPA, weil nicht nur zwei Jahresprodukte im Korb liegen wie beim typischen Ü20-Wind-PPA. Und für die ferner liegenden Lieferjahre liegen die Notierungen beziehungsweise Prognosen schlicht niedriger.
Die Zahlen verdeutlichen aber auch, dass ein einziger Deutschland-Index die erheblichen Erlösunterschiede zwischen den Technologien in einem wenig aussagekräftigen Durchschnitt verwischt hätte.

Warum keine Ü20-PV und keine Offshore-Windparks, weder alte noch neue? „Die Auswahl spiegelt den aktuellen deutschen PPA-Markt wider“, antwortet Enervis-Partner Nicolai Herrmann E&M. „Wir haben hier im Wesentlichen die beiden Technologien Ü20-Onshore-Wind und neue PV-Projekte. Auf Ü20-PV-Anlagen in PPA-relevanter Leistungsgröße, also im Megawattbereich, werden wir hierzulande noch ein paar Jahre warten müssen − sie dürften ab Mitte der 2020er relevant werden. Und Offshore-PPA sind im Wesentlichen großen Akteuren vorbehalten und werden individuell verhandelt.“ Enervis und E&M bearbeiten seit 2018 zusammen das Thema der Power Purchase Agreements, der Direktlieferverträge von grünen oder KWK-Anlagen, mit gemeinsamen Formaten: etwa dem PPA-Panel auf der Leitmesse E-world − das 2022 wegen der Pandemie ausfällt − sowie, erneut am 1. August, mit dem jährlichen Marktüberblick „PPA-Barometer“.

Insgesamt liegen die PPA-Preise niedriger als die durchschnittlichen Erlöse in der Direktvermarktung: PV in der Direktvermarktung erzielte im Dezember 2021 270,75 Euro pro MWh, Onshore-Windstrom 160,77 Euro pro MWh. Das liegt daran, dass die Direktvermarktung monatlich am Spotmarkt stattfindet. Dort sind die Preise für Kurzfristlieferprodukte derzeit wesentlich höher als im Terminmarkt für gesamte Frontjahre. Die hier bewerteten PPA bieten Anlagenbetreibern im Gegenzug länger sichere Einnahmen.

Auf die Preisbandbreiten kommen die Analysten von Enervis so: Sie nehmen vom ermittelten durchschnittlichen Preis der jeweils einschlägigen Jahreslieferprodukte auf dem Graustromterminmarkt der Börse EEX − dem Dreh- und Angelpunkt für die Bepreisung dieser langfristigen Direktlieferverträge − verschiedene Abschläge vor:
  • für das technologie- und standortspezifische Einspeiseprofil
  • sowie für energiewirtschaftliche Abwicklung und Risikoprämie.
  • Dann schlagen sie aktuelle Preisbandbreiten für Herkunftsnachweise (HKN) auf (Näheres zur Methodik sowie Nutzungshinweise: energie-und-management.de/informationen/ppa-preisindex). Denn Strom aus grünen PPA erhält im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung HKN und darf auch als Ökostrom verkauft werden.
Schub für den Markt

Schub für den bisher relativ kleinen PPA-Markt kam 2021 an Land durch das erstmalige Rausfallen von 4.000 MW Windenergieanlagen aus der gut 20-jährigen Förderung im Marktprämienmodell. Gefolgt von je 2.300 MW in den Folgejahren sowie auf See durch die mittlerweile durchgängigen subventionslosen Gebote auf die Ausschreibungen von Windparkflächen seit 2018, unter denen 2021 sogar schon das Los entscheiden musste. Für die Offshore-Entwickler und ihre Banken im Hintergrund ist daher der Verkauf eines Großteils der elektrischen Leistung ihrer Parks über PPA eine Voraussetzung für den finalen Investitionsentscheid (FID).

Oersted etwa entschied sich laut Mitteilung vom Spätjahr 2021 zum Bau des 2018 zugeschlagenen 900-MW-Parks Borkum Riffgrund 3, kurz nachdem der Offshore-Marktführer den Bestand an Corporate PPA aus dem Projekt auf einen Schlag mit Amazon um 350 auf 786 MW erhöht hatte. Gode Wind 3 (242 MW) wird ebenfalls gebaut.

Es war der erste FID überhaupt in Deutschland für ein subventionsfreies Offshore-Projekt. Oersted erweitert damit sein Investitionsvolumen hierzulande seit 2014 auf 7,5 Mrd. Euro. EnBW hat im Dezember die Vermarktung weiterer 85 MW aus dem 900-MW-Vorhaben He Dreiht bekannt gegeben, und zwar an Fraport, sich aber noch nicht endgültig entschieden.

Auf Käuferseite finden sich vor allem Chemie- oder Zementindustrielle wie die BASF und Opterra sowie Big-Data-Konzerne, die ihre Produktion respektive Rechenzentrumsleistung vergrünen wollen.

​PPA oder Förderung − stimmt das?

Die langfristigen PPA sind zwar von der spotorientierten Direktvermarktung zu unterscheiden (siehe auch die E&M-Direktvermarktungsumfrage auf den Seiten 9 bis 12 mit Angaben zu Portfolien in „Sonstiger Direktvermarktung“ und PPA). Und EnBW-Chef Frank Mastiaux sagte beim Fraport-Deal: „Langfristige Stromabnahmeverträge sind eine Antwort des Marktes darauf, die Energiewende auch ohne staatliche Unterstützung voranzubringen.“

 
„Das bislang umfangreichste PPA mit Biogasanlagen in Deutschland“ hat Jochen Schwill, Gründer und Geschäftsführer von Next Kraftwerke, abgeschlossen
Quelle: Next Kraftwerke

Doch so scharf trennen lässt sich beides nicht immer. Das zeigt das im Dezember 2021 abgeschlossene erste Biogas-PPA von Next Kraftwerke, nach Einschätzung von Geschäftsführer Jochen Schwill das „bislang umfangreichste PPA mit Biogasanlagen in Deutschland“. Der Kölner Direktvermarkter und Virtuelles-Kraftwerk-Betreiber nimmt dem niedersächsischen Anlagenbauer und -betreiber Bioconstruct im ersten Quartal 40 Mio. kWh Biogasstrom aus 86 eigenen und fremden Blockheizkraftwerken ab. Dafür zahlt er ihm „deutlich“ mehr als die EEG-Vergütung. Ein kurzes Zeitfenster im Terminmarkt habe dies ermöglicht, so die Kölner. Aber die Anlagen bleiben alle im Marktprämienmodell. Sie bekommen nur solange keine Marktprämie, so ein Next-Sprecher. Mittlerweile gab der Terminmarkt wieder nach, sodass PPA tendenziell nur noch für Anlagen mit fester Biomasse und im Mittel niedrigerer Förderung attraktiv seien.

Pexapark zählt die Abschlüsse

Wie groß ist eigentlich der deutsche PPA-Markt? Dazu machte Jens Hollstein auf der Jahreskonferenz der Marktoffensive Erneuerbare Energien im Dezember Angaben. Hollstein leitet die Beratung bei dem auf PPA spezialisierten Schweizer IT-, Analyse- und Risikomanagement-Unternehmen Pexapark. Zu dessen Referenzkunden gehören die Börse EEX, der Windturbinenbauer Vestas, die Kraftwerksbetreiber Oersted, RWE, Uniper, Baywa Re, Abo Wind, Encavis und Iberdrola sowie Infrastrukturinvestoren wie Allianz, Ardian oder Glennmont. 

Für Hollstein hat die Strompreis-Rallye im Oktober ein neues PPA-Marktsegment hervorgebracht: Es betrifft alle Anlagen, die mit einem PPA sofort oder langfristig besser fahren als mit den „Anzulegenden Werten“ aus dem EEG. Die neue Lage „führt die Diskussion über eine Anschlussförderung für Erneuerbaren-Anlagen ad absurdum“, meinte Hollstein mit Blick auf eine entsprechende Forderung des Bundesverbands Windenergie (BWE).

In diesem Jahr sollen Hollstein zufolge 2.000 MW förderfreie PV-Parks entstehen. Erste PPA seien unterzeichnet, für 2024 bis 2033. Zehn Jahre Laufzeit seien hier üblich, sagte er damals genauso wie nun Nicolai Herrmann von Enervis.
Bei ausgeförderten Onshore-Windanlagen liefen die PPA von einem Jahr bis zu fünf Jahren.

Dass die Terminmarktpreise seit Oktober noch mal in ungekannte Höhen schnellten, sei, so Hollstein, „gar nicht sooo gut für den PPA-Markt“. Am 14. Dezember ging an der Börse EEX das Frontjahr einmal für 204 Euro pro MWh über den Tresen und auch die Jahreslieferung 2024 erzielte immerhin noch 91,50 Euro pro MWh. „Das schreckt viele Käufer ab“, sagte Hollstein. Sprich: Die Käufer müssten die Terminmarktnotierungen − mit Abschlägen − über die gesamte Laufzeit zahlen, auch wenn sich der Graustrommarkt zwischenzeitlich erneut dreht. So zählt Pexapark für dieses Rumpfjahr nur 14 deutsche PPA-Abschlüsse. 2020 waren es noch 19. In den Vorjahren war die Zahl der Deals Pexapark zufolge nur einstellig.

Erstmals PV-Speicherkombis

Im Januar wurden die ersten PPA für Solarpark-Batteriespeicher-Kombinationen aus Innovationsausschreibungen, also ebenfalls unter gesetzlicher Förderung, bekannt. Ein PPA war zwischen E2M/EDF Trading und dem Leipziger Projektentwickler Green Energy 3000 GmbH (siehe auch Direktvermarktungsumfrage). Beim anderen erwarb die Schweizer BKW von dem Projektentwickler Maxsolar den Strom aus zwei PV-Parks mit insgesamt gut 10 MW, die „in Kürze“ ans Netz gehen sollen, und einem etwa 7 MWh großen Speicher bei Hofheim in Unterfranken.

Donnerstag, 17.02.2022, 09:00 Uhr
Georg Eble

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