Replik auf den Beitrag „Maschinelles Lernen ist Schlüsselfaktor für intelligentes Laden“ von Christopher Hecht, Jan Figgener und Dirk Sauer vom Lehrstuhl für Elektrochemische Energiewandlung und Speichersystemtechnik der RWTH Aachen

15 Millionen batterieelektrische Fahrzeuge bedeuten eine nie dagewesene Herausforderung für die Betreiber von Verteilnetzen. Diese Herausforderung besteht weniger in dem enormen Speichervolumen von einer Terrawattstunde jährlich, sondern vielmehr in dem damit verbundenen Leistungsbedarf im Verteilnetz. Bisher war eine Leistung von circa 4 Kilowatt ausreichend, um ein Einfamilienhaus zu jeder Zeit des Tages mit ausreichend Strom zu versorgen. Das Schnellladen eines Elektroautos benötigt hingegen bis zu 22 Kilowatt Leistung, wenn dieses Auto in der vom Hersteller versprochenen Ladezeit wieder mit voller Batterie bereitstehen soll.* Dieser um ein Vielfaches höhere Leistungsbedarf der heute zugelassenen halben Million reinen Elektroautos und auch für deren wachsende Anzahl in naher Zukunft stellt noch kein Problem für die Verteilnetze dar. Das Ziel von 15 Millionen solcher Fahrzeuge allerdings schon.

Genau wie heute herkömmliche Autos nicht alle zur gleichen Zeit an der Tankstelle stehen, werden auch Elektrofahrzeuge nicht alle zur selben Zeit laden müssen. Die größere Flexibilität im Ladestrombedarf kann den Verteilnetzbetreibern helfen, ihre Netze zunächst effizienter auszulasten und somit notwendigen Netzausbau eher später anzugehen. Hinzu kommt noch das völlig neue Potenzial, die gespeicherte Energie ungenutzter BEV vorübergehend „anzuzapfen“, um Netzengpässe auszugleichen. Insgesamt ist diese Flexibilität zurzeit aber noch eine Planungsgröße mit vielen Unbekannten.

Die Autoren der RWTH Aachen weisen zurecht darauf hin, dass eine zentrale Planung der zur Verfügung stehenden Flexibilität aus Elektroautos nicht realistisch ist. Durch künstliche Intelligenz (KI) gesteuerte Prognosen können die Planung sicher unterstützen. Gerade, weil bisher jegliche Erfahrung fehlt, auf deren Grundlage Netzbetreiber mit Hilfe von Statistik planen könnten, ist eine gute und verlässliche Prognose extrem wertvoll. Es bleibt jedoch bei dem beschriebenen Mangel an zur Verfügung stehendem Potenzial. Hier muss früher angesetzt werden. Zum einen müssen die Kunden „abgeholt“ werden und die grundlegende Bereitschaft geschaffen werden, sich überhaupt dem Thema Flexibilität zu öffnen. Die von der Autoindustrie und der alten Bundesregierung geschürte Angst vor der nicht möglichen spontanen Fahrt ins Krankenhaus ist noch zu präsent. Ohne grundlegende Aufklärung über die Wirkung verschiedener Steuerungsinstrumente ist jedes auf völlige Freiwilligkeit setzende Instrument zum Scheitern verurteilt. Zum anderen muss den Verteilnetzbetreibern ein „Plan B“ zur Verfügung stehen, wenn diese Steuerungsinstrumente letztlich nicht ausreichen sollten und doch ein gefährlicher Netzengpass droht.

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Der Verein, 70 Mitwirkende Unternehmen aus der Energiebranche, sowie das Fraunhofer IEE und Fraunhofer ISE haben sich mit den notwendigen Stellschrauben für wirtschaftlichen Betrieb von erneuerabren Energieanlagen im dynamischen Ausbauszenario befasst. Das Ergebnis: die heutige Regulatorik sichert keinen wirtschaftlichen Betrieb. Mit sechs Reformen, wie sie die Arbeitsgruppe herausgearbeitet hat, ließe sich das jedoch umsetzen.

Die neue Bundesregierung will bis zum Jahr 2030 die installierte Photovoltaik-Leistung auf 200 Gigawatt erhöhen. Bei der Windkraft soll zu Land und auf See ähnlich ambitioniert hergehen. Doch das heutige Strommarktdesign ist ungeeignet dafür, eine große Menge an flexiblen Generatoren zu integrieren und deren wirtschaftlichen Betrieb sicherzustellen. Zu dieser Einschätzung ist der Bundesverband der Erneuerbaren Energien (BEE) in einer gemeinsamen Studie mit dem Namen „Neues Strommarktdesign für die Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien“ mit 70 Unternehmen aus der Energiebranche, dem Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) und dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) gekommen.

Damit die Energiewende gelingt, müssen sich Investitionen in erneuerbare Energien lohnen. Dafür ist eine betriebswirtschaftliche Grundlage zwingend notwendig. Diese Grundlage kann geschaffen werden, indem die Marktwerte der Erneuerbaren an der Strombörse oberhalb der Stromgestehungskosten liegen. Genau um das zu erreichen, müssen Strommarktreformen angestoßen werden. Das Marktdesign heute ist auf konventionelle Energieträger zugeschnitten und ist nicht gut auf dargebotsabhängige Stromquellen ausgelegt, so die Autoren.

Sie führten mehrere Simulationen zum Strommarkt anhand der geplanten Ausbauziele durch und überprüften, ob sich die Erneuerbaren-Anlagen wirtschaftlich betreiben lassen. Im ersten Teil der Arbeit wurde das Basisszenario, also der Weiterführung der heutigen Regulatorik, aber mit den Ausbauzielen der neuen Regierung untersucht. Danach haben die Autoren mögliche Veränderungen des Strommarktdesigns erdacht und in einem Reformszenario den Ausbau der Erneuerbaren noch mal analysiert. Im Basisszenario der Studie zeigt sich, dass das System die Versorgungssicherheit gewährleisten kann und es technisch auch möglich wäre, den Kohleausstieg auf 2030 vorzuziehen. Auch die Systemdienstleistungen, die heute von konventionellen Kraftwerken bereitgestellt werden, können von den Erneuerbaren übernommen werden.

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Mit ihren Tools wollen die Beteiligten mehr Transparenz in die technische und ökonomische Bewertung von Photovoltaik-Balkonmodulen bringen. Mit zahllosen hinterlegten Jahressimulationen ist es möglich zu berechnen, wie lange es dauert, bis sich die Geräte amortisieren und wie hoch die CO2-Einsparungen sind.

Das Angebot an Stecker-Solar-Geräten auf dem Markt ist mittlerweile mannigfaltig. Diese Photovoltaik-Balkonmodule sind eine Möglichkeit gerade für Mieter, die kein eigenes Dach besitzen, Solarstrom für die Versorgung des eigenen Haushalts zu produzieren. Nach Schätzungen sind etwa 150.000 dieser Photovoltaik-Kleinstanlagen bundesweit bereits installiert. Doch was ist technisch zu beachten und lohnt es sich? Diesen Fragen haben sich nun die Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) Berlin und der Stecker-Solar-Anbieter Indielux angenommen. Sie haben Onlinerechner veröffentlicht, die für mehr Transparenz sorgen sollen. Dabei solle ermittelt werden wie viel Strom aus dem Netz durch die Stecker-Solar-Geräte tatsächlich eingespart werden kann.

„Vermarkter werben hier zum Teil mit hohen Strommengen oder kurzer Amortisationszeit“, sagt Joseph Bergner, wissenschaftlicher Mitarbeiter im Projekt „PV.plug-inTools“, das durch das Institut für angewandte Forschung Berlin e.V. gefördert wird. Die HTW Berlin hat ihr Berechnungstool „Stecker-Solar-Simulator“ getauft. Darauf aufgebaut ist der „Wattrechner“ von Indielux, wie die Beteiligten erklärten. Für die Erstellung ihrer Onlinerechner haben die Wissenschaftler zahlreiche Daten verarbeitet. „Hierfür haben wir mit 1,3 Millionen Jahressimulationen verschiedene technische Parameter wie die Einbausituation oder die Modulleistung variiert und mit 41 Wohnungs- und Haushaltslastprofilen verschnitten“, sagt Nico Orth, wissenschaftlicher Mitarbeiter im Projekt. „Um die Ergebnisse spielerisch erfahrbar zu machen, wurden sie zu einem Onlinetool, dem Stecker-Solar-Simulator, verdichtet.“ Die Ergebnisse der wissenschaftlichen Untersuchungen lassen sich demnach mittels Schieberegler und Mausklick einfach vergleichen.

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Die deutschen Unternehmen verzeichnen wieder mehr Aufträge und auch höhere Umsätze. Allerdings führt die Corona-Pandemie sowie Lieferengpässen auch zu Verzögerungen bei den Projekten.

Die deutschen Photovoltaik-Maschinen- und Anlagenbauer haben auch im dritten Quartal 2021 einen höheren Auftragseingang und ein leichtes Umsatzplus verzeichnet. Im Vergleich zum Vorquartal lag der Zuwachs bei neuen Aufträgen dem VDMA zufolge bei mehr als 40 Prozent. Die Umsätze hätten sich um neun Prozent erhöht. Verglichen mit dem Vorjahresquartal lagen die Umsätze der Photovoltaik-Zulieferer sogar 20 Prozent höher.

Das Verhältnis von Aufträgen zu Umsatz lag das zweite Quartal in Folge bei 2:1, wie es weiter hieß. „Die wachsenden Aufträge im Bereich des Photovoltaik Maschinen- und Anlagenbaus zeigen in die richtige Richtung. Insbesondere im Vergleich zum Vorjahr zeigt sich eine deutliche Steigerung und eine neue Dynamik“, erklärte Jutta Trube, Leiterin von VDMA Photovoltaik-Produktionsmittel. Die Photovoltaik-Zulieferer lägen damit im Trend des gesamten Maschinenbaus in Deutschland, der im Oktober ein zweistelligen Auftragsplus verzeichnete.

Dabei kommen neue Bestellungen für die Unternehmen vor allem aus China. Erstmals in diesem Jahr lag der Anteil Chinas bei 80 Prozent. Die Aufträge aus Deutschland für die Photovoltaik-Zulieferer seien im dritten Quartal hingegen unter zehn Prozent gesunken und auch die Bestellungen aus Nordamerika seien rückläufig gewesen. Dennoch sehen die deutschen Unternehmen auch außerhalb des asiatischen Raums neue Marktchancen. Die Prognosen der Photovoltaik-Anlagenbauer blieben dennoch eher verhalten, was an den bestehenden Lieferengpässen sowie die anhaltenden Unsicherheiten durch die Corona-Pandemie liege, die sich noch weit ins nächste Jahr ziehen könnten.

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Der Koalitionsvertag ist angenommen, Olaf Scholz als Kanzler vereidigt und die Ministerien haben ihre Arbeit aufgenommen. Jetzt hat der Bundesverband Solarwirtschaft eine Einschätzung zu den wichtigsten Eckpunkten für die Solarbranche im Koalitionsvertrag abgegeben. Außerdem starte der Verband eine Branchenumfrage zur Einschätzung des Koalitonsvertrages.

Im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung finden sich viele Hebel zur Beseitigung der Hemmnisse für Investitionen in die Photovoltaik. Die wichtigsten Aussagen des Koalitionsvertrages hat der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) in einem achtseitigen Merkblatt zusammengefasst und durch eigene Stellungnahmen ergänzt.

So steht im Koalitionspapier der neuen Ampel-Regierung, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien bis 2030 auf 80 Prozent des Stromverbrauchs steigen soll. Zudem wird auch die Prognose des Bruttostromverbrauchs bis 2030 von 580 Terrawattstunden auf 680 bis 750 Terrawattstunden angehoben. Dieses Ziel soll unter anderem durch einen dynamischen Ausbau der Photovoltaik-Leistung auf 200 Gigawatt bis 2030 erreicht werden.

Der BSW-Solar begrüßt die Vorhaben und verweist darauf, dass der Ausbaupfad weitestgehend eigenen Forderung entspreche. Allerdings betont er, dass es jetzt wichtig sei, das Vorhaben durch die klare Definition eines Zielkorridors in die Wege zu leiten. Die konkrete Empfehlung des Verbands sieht für die Photovoltaik einen Ausbaupfad von 12 Gigawatt ab 2022 vor. Bis 2030 solle dieses Kontingent schrittweise auf 20 Gigawatt im Jahr erhöht werden. Explizit soll der Photovoltaik-Ausbau dabei zur Hälfte auf Dächern und zur Hälfte als Freiflächenanlage realisiert werden. Außerdem sei es zu begrüßen, dass die Koalitionäre sich auf eine Förderung von erneuerbaren Energieanlagen bis 2030 einigen konnten.

Die EEG-Umlage wird laut Koalitionsvertrag dennoch gekippt. Pünktlich zum 1. Januar 2023 soll die Umlage weichen und die Förderung über Haushaltsmittel, vornehmlich über die Einnahmen aus der CO2-Bepreisung finanziert werden. Für den BSW-Solar sind das erst einmal gute Nachrichte, denn so werde auch die EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch entfallen. Eine Forderung, die der Verband schon seit Langem gestellt habe. Allerdings gibt der BSW-Solar auch zu bedenken, dass im Falle einer nachhaltigen und signifikanten Absenkung der Strompreise infolge der Streichung der EEG-Umlage werde eine kostengerechte EEG-Einspeisevergütung beziehungsweise Marktprämie noch wichtiger, um den wirtschaftlichen Betrieb und somit die Investition in Photovoltaik-Dachanlagen zu sichern. Daher solle der „atmende Deckel“ umgehend zu einer „Photovoltaik-Hebebühne“ reformiert werden.

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Deutschland bleibt dabei der größte Photovoltaik-Markt gefolgt von Spanien und den Niederlanden. Bis 2025 geht der Verband von einer weiter stark steigenden Photovoltaik-Nachfrage in Europa aus, die aber wohl nicht reichen wird, um die Pariser Klimaziele zu erfüllen. Dazu müssten bis 2030 rund 870 Gigawatt Photovoltaik-Leistung installiert sein.

Der europäische Photovoltaik-Markt hat in diesem Jahr einen großen Sprung getan. Solarpower Europe erwartet, dass die neu installierte Photovoltaik-Leistung um 34 Prozent auf 25,9 Gigawatt steigen wird. Dabei bleibe Deutschland mit 5,3 Gigawatt der größte Markt, weiterhin gefolgt von Spanien mit 3,8 Gigawatt und den Niederlanden mit 3,3 Gigawatt. Alle drei Länder verzeichneten einen leichten Zuwachs gegenüber dem Zubau 2020. Polen folgt weiter auf Platz vier mit einer Steigerung um 700 Megawatt auf 3,2 Gigawatt. Auch Frankreich legte im Jahresvergleich deutlich zu: Der Photovoltaik-Zubau stieg von 800 Megawatt auf etwa 2,5 Gigawatt. Ebenso enorme Zuwächse gab es in Griechenland und Dänemark, die mit 1,6 und 1,2 Gigawatt ebenfalls nun zum „Club der Gigawatt-Märkte in Europa“ gehören. Ungarn, Italien und Schweden komplettieren die Top10 der größten europäischen Photovoltaik-Märkte in diesem Jahr. Dänemark und Schweden verdrängten dabei die beiden etablierten Märkte Belgien und Portugal, wie Michael Schmela bei der Vorstellung des Berichts „EU Market Outlook for Solar Power 2021 – 2025“ am Mittwoch erklärte.

Die insgesamt in Europa installierte Photovoltaik-Leistung in Europa steigt damit auf 164,9 Gigawatt. Dabei kommen Deutschland und Italien mit 59 und 22 Gigawatt auf knapp die Hälfte. Spanien folgt in dieser Rangliste auf Rang drei. Solarpower Europe konnte jedoch auch eine Statistik präsentieren, in der Deutschland nicht Spitzenreiter ist. So überholte die Niederlande Deutschland im Ranking der installierten Leistung pro Einwohner. Mit 765 Watt liegt das Land klar vor Deutschland mit 715 Watt. Auf Platz drei folgt in dieser Rangliste Belgien mit 596 Watt. Spanien und Italien finden sich hierbei nur auf den Plätzen neun und zehn wieder.

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Neuen Forschungsergebnissen zufolge könnte grüner Wasserstoff in Deutschland nun mit aus fossilen Brennstoffen hergestelltem Wasserstoff konkurrieren. Forschende der Fachhochschule Köln haben sechs verschiedene Szenarien für alkalische und Protonenaustauschmembran Elektrolyseure untersucht. Mit netzgekoppelten Photovoltaik-Anlagen betriebene alkalische Elektrolyseure werden als die kostengünstigste Option identifiziert.

Forschende der Fachhochschule Köln haben das Potenzial Deutschlands zur dezentralen Erzeugung von grünem Wasserstoff auf der Grundlage von Photovoltaik und Elektrolyseuren in verschiedenen Szenarien bewertet. Sie kamen zu dem Ergebnis, dass diese Kombination bereits heute mit blauem oder grauem, aus fossilen Brennstoffen erzeugtem Wasserstoff konkurrenzfähig ist. Ihre Arbeit konzentrierte sich auf alkalische Elektrolyseure (AEM), die sie als ausgereifte Technologie im Megawatt-Maßstab bezeichneten, und auf Protonenaustauschmembran-Elektrolyseure (PEM), die sie als relativ neue Technologie für Anwendungen im kleinen Maßstab definierten. „Obwohl die alkalische Elektrolyse eine bevorzugte Technologie ist, gewinnt die Proton-Elektrolyse langsam die Aufmerksamkeit der Wissenschaftler“, heißt es in der Meldung.

Als Standort für die Fallstudie wählten die Forschenden Köln aus, wo mehrere Unternehmen Wasserstoff produzieren und verbrauchen. Auch die Nachfrage nach Wasserstoff an Tankstellen steige derzeit in Köln. Sie gingen vom Einsatz eines Photovoltaik-betriebenen Elektrolyseurs mit einer Produktionskapazität von 21,36 Kilogramm am Tag aus. Das alkalische Gerät wurde für eine installierte Leistung von 49 Kilowatt und der Protonaustausch-Elektrolyseur für eine Leistung von 62 Kilowatt ausgelegt. Der Ausgangsdruck wurde für letztere mit 29,9 bar und für erstere mit 9,9 bar angegeben.

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Eine ganze Reihe von Legislativvorschlägen gab Brüssel bekannt. Die EU-Kommission will damit eine Vorreiterstellung in der Wasserstoffwirtschaft sichern und will dazu auch eine eigene Behörde etablieren. Außerdem sollen Netzentwicklungspläne innerhalb der EU harmonisiert und auf Wasserstoff ausgelegt werden. Erdgas-Lieferverträge über 2049 hinaus sollen laut Kommissionsvorschlag nicht verlängert werden.

Die Wasserstoff- und Erdgasbranche der Europäischen Union blickte in dieser Woche erwartungsvoll nach Brüssel. Nachdem die EU den Ausbau der Wasserstoffwirtschaft sowie die Dekarbonisierung der Gaswirtschaft durch das „Fit for 55“-Paket in Aussicht gestellt hat, legte die EU-Kommission nach und stellte eine Verordnung und eine Richtlinie sowie eine Regelung zu Methanemissionen vor. Ziel sei es, eine günstiges Investitionsumfeld für die Entwicklung spezieller Infrastruktur für den Wasserstoffmarkt zu schaffen. Bereits im Oktober wurden ein Gesetzesaufschlag bekannt und sorgte für Gesprächsstoff.

Aktuell werden jährlich rund 300 Millionen Tonnen Rohöläquivalente gasförmige Brennstoffe in der Europäischen Union verbrannt, wovon 95 Prozent Erdgas ausmachen. Gas macht 39 Prozent der Wärmeversorgung aus, und stellt 20 Prozent der Stromerzeugung. Insgesamt fallen so 25 Prozent des Energieverbrauchs der EU auf gasförmige Brennstoffe zurück.

Um schrittweise den Anteil von Erdgas am Markt zu reduzieren, hat die Kommission einen Vorschlag zur Überarbeitung der Verordnung über Erdgasfernleitungsnetze und die Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt gemacht. So solle der Markthochlauf von Wasserstoff institutionell und rechtlich flankiert werden. Zum Beispiel sehe die Kommission die Einrichtung eines europäischen Netzwerks der Wasserstoffnetzbetreiber (European Network Operators for Hydrogen, ENNOH) vor. Diese neue Behörde werde zentrale Steuerungsstruktur fungiere und sich mit der grenzüberschreitenden Koordinierung beim Ausbau der Infrastruktur befassen. Darüber hinaus soll die Behörde laut dem Kommissionsvorschlag technische Vorschriften für ein Wasserstoffleitungsnetz erörtern.

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Mit 21 Megawatt gehört es zu den größten Floating-Photovoltaik-Projekten in Deutschland. Leag und EPNE bereiten die Installation im Brandenburg aktuell vor. Dafür müssen zunächst 40.000 Meter Boden verdichtet werden.

Auf dem Cottbuser Ostsee planen Leag und EP New Energies GmbH (EPNE) die Installation einer schwimmenden Photovoltaik-Anlage mit 21 Megawatt Gesamtleistung. Es wäre das bislang größte Kraftwerk dieser Art in Deutschland. Doch bis zur Realisierung der 18 Hektar großen Photovoltaik-Anlage dauert es noch. Aktuell hat Leag begonnen, den Boden auf dem 1900 Hektar großen Cottbuser Ostsee mittels Rütteldruckverdichtung den gekippten Untergrund im ehemaligen Tagebau vorzubereiten, teilte der Energiekonzern in dieser Woche mit.

Damit gehe Leag in Vorleistung. Die Genehmigung der schwimmenden Photovoltaik-Anlage durch die Stadt Cottbus stehe noch aus. „Für die Vergütung des gekippten Bodens kommt wieder das bewährte Verfahren der Rütteldruckverdichtung zum Einsatz, mit dem wir bereits die Ufer der zwei Naturschutz-Inseln und die gekippten Uferbereiche im künftigen Cottbuser Ostsee verdichtet haben“, erklärte die Leiterin Geotechnik bei Leag, Franziska Uhlig-May. Für die Rütteldruckverdichtung setzt die Leag-Tochter GMB den Raupenseilkran LR 1300 mit einem Einsatzgewicht von rund 290 Tonnen und einer 35 Meter langen Lanze mit Rüttler ein. Mehrere Tieflader-Transporte seien notwendig gewesen, um das schwere Gerät an den Einsatzort zu bringen.

„Anders als bei Anlagen, die auf Wasserflächen installiert werden, mussten wir für unsere Floating-PV-Anlage zunächst eine technische Lösung für die Installation entwickeln, die das Aufschwimmen ermöglicht, ohne, dass die Anlage dabei ihre Lage verändert“, ergänze Torsten Bahl, Leag-Verantwortlicher Spezialtiefbau / Sicherung Bergbaufolgelandschaften. Mit Partner sei ein System auf Basis von Dalben erarbeitet worden, mit dem das gewünschte Aufschwimmen an Ort und Stelle im künftigen Ostsee möglich werde. Dabei werde die Anlage um in den Untergrund gerammte Rohre, sogenannte Dalben mit einem Durchmesser von etwa 30 bis 40 Zentimeter, errichtet. Vor dem Rammen der Dalben müsse jedoch der gekippte Untergrund in Tiefen bis zu 30 Metern aufwändig vergütet werden. Insbesondere im Bereich der zukünftigen 34 Ankerpunkte als Standorte für die Dalben ist ein auf zwei Meter verdichtetes Rüttelraster vorgesehen, wie es weiter hieß.

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Der Schweizer Asset Manager hat in seinen vier Fonds bereits ein Gigawatt an Erneuerbaren-Projekten unter seiner Verwaltung. Mit der Partnerschaft mit Enen will es sich auch im Markt der Photovoltaik-Projektentwicklung etablieren.

Die Enen endless energy GmbH (Enen) und die Recap global investors AG (Recap) haben einen Kooperationsvertrag geschlossen. Er sieht die gemeinsame Entwicklung und Realisierung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit 100 Megawatt pro Jahr in Deutschland vor, wie die Unternehmen am Freitag mitteilten. Recap sieht darin die Chance, sich auf dem Projektentwicklungsmarkt für Photovoltaik-Freiflächenanlagen in Deutschland weiter zu etablieren.

Erst am Donnerstag hatte der Schweizer Asset Manager bekanntgegeben, dass er mittlerweile Erneuerbaren-Anlagen mit mehr als einem Gigawatt Gesamtleistung verwaltet. Es handele sich dabei um 63 Projekte mit 1035 Megawatt Gesamtleistung an 75 Standorten. Die Solar- und Windparks seien auf vier Fonds von Recap verteilt. Alle Anlagen erhielten entweder die staatliche Einspeisevergütung oder verfügten über langfristige private Stromabnahmeverträge (PPAs).

„Als wir 2010 mit dem ersten Solarfonds gestartet sind, waren die Erneuerbaren Energien noch eine sehr junge Branche. Inzwischen haben sie sich jedoch zu einem wichtigen Baustein in den Portfolios von institutionellen Anlegern entwickelt, denn sie generieren unabhängig von Konjunktur- und Kapitalmarktzyklen stabile Cashflows und sind als Impact Investments auch in Sachen ESG von zentraler Bedeutung“, sagt Thomas Seibel, Geschäftsführer der Recap, anlässlich des Erreichens des 1-Gigawatt-Meilensteins.

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