Fast-Track-Genehmigungen und Floating PV in Spanien und Portugal

Die politischen Entscheidungsträger in Spanien und Portugal vereinfachen das Umweltgenehmigungsverfahren für PV- und Windprojekte, da sie die Notwendigkeit sehen, mehr Erzeugungskapazitäten mit Null-Margen-Kosten zu bauen. Im ersten Quartal 2022 erreichte der durchschnittliche Stromgroßhandelspreis auf der Iberischen Halbinsel mit 229 €/MWh ein Rekordhoch. Portugal hat in einer Auktion am 6. April 2022 183 MW schwimmende PV-Kapazität zugeschlagen. Portugals Ausschreibung war sehr speziell, da die Teilnehmer eher auf Netzanschlusskapazität (gemessen in AC MW auf der AC-Seite) als auf installierte Gleichstromkapazität (DC) boten. Durch die Sicherstellung der Nutzung von Netzanschlusspunkten können erfolgreiche Entwickler zusätzliche Kapazitäten für erneuerbare Energien aufbauen und die Nutzung von Netzanschlüssen maximieren.

Das spanische Ministerium für ökologische Übergänge und Bevölkerungsprobleme (Miteco) hat am 29. März 2022 das Königliche Dekret Nr. 6/2022 genehmigt, das es förderfähigen PV-Projekten mit einer installierten Leistung von weniger als 150 MW und Windparks von weniger als 75 MW ermöglicht, die langwierige lokale Umwelt Die spezifischen Bedingungen für das Folgenabschätzungsverfahren sind: Das Projekt befindet sich in einem Gebiet mit geringer oder mittlerer Umweltsensibilität, die Länge der netzgekoppelten Freileitung beträgt nicht mehr als 15 Kilometer und die Spannung nicht mehr als 220 kV. Die lokalen Behörden werden eingehende Projektanträge weiterhin überwachen und können innerhalb von zwei Monaten Einwände erheben.

Von Miteco veröffentlichte Daten zeigen, dass PV-Entwickler im Vergleich zu Windentwicklern am meisten von vereinfachten Verfahren profitieren werden. Etwa die Hälfte (53 Prozent) der Fläche Spaniens weist eine geringe bis mittlere Umweltverträglichkeit auf, die für den Bau von Photovoltaikkapazitäten genutzt werden könnte, während nur 36 Prozent der verfügbaren Fläche für Windkraft zur Verfügung stehen. Das bedeutet, dass geplante Windkraftprojekte auf zwei Dritteln des spanischen Staatsgebiets nicht von den neuen Maßnahmen profitieren können.

Spaniens beschleunigtes vorübergehendes Verfahren dauert bis zum 31. Dezember 2024 und gilt nur für Projekte, die von der Zentralregierung genehmigt wurden – in der Regel Projekte mit einer installierten Leistung von mehr als 50 MW. Die spanischen Autonomieregierungen könnten jedoch diesem Beispiel folgen. Das Dekret RDL 6/2022 sieht die Aufnahme von schwimmender PV-Kapazität in den öffentlichen Bereich der Wasserkraft vor, wodurch Projekte eine Konzessionsdauer von bis zu 25 Jahren genießen können. Der neue Erlass berücksichtigt auch die Installation von Photovoltaikanlagen auf Kanälen oder anderen Wasserflächen, die staatlichen Einheiten oder anderen öffentlichen Einrichtungen gehören.

Spanien strebt an, den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch bis 2030 auf 74 Prozent zu erhöhen, was bedeutet, dass das Land zwischen 2022 und 2030 21 GW an erneuerbarer Energiekapazität hinzufügen muss. Das mittlere Szenario von Bloomberg New Energy Finance zeigt, dass der spanische Markt eine durchschnittliche jährliche Wachstumsrate von knapp über 6 GW erneuerbarer Energie mit einer kumulierten installierten Kapazität von 73 GW bis 2030, was das Ziel der Regierung für 2030 von 34 GW übertrifft.

Portugal wird dem Beispiel Spaniens folgen und keine Umweltverträglichkeitsprüfungen mehr für neue PV-Projekte mit einer installierten Leistung von bis zu 50 MW verlangen, sagte João Galamba, Portugals Staatssekretär für Energie. Laut Galamba wird die Regierung, soweit möglich, den Bau von Projekten mit einer installierten Leistung von bis zu 20 MW in umweltsensiblen Gebieten ohne Durchführung eines Umweltverträglichkeitsprüfungsverfahrens (UVP) zulassen.

Am 6. April 2022 hat Portugal im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens 183 MW schwimmende Photovoltaikkapazität vergeben. Unter ihnen übernehmen 103 MW das 15--Jahres-CFD-Modell, während die verbleibenden 80 MW das „System Contribution“-Modell anwenden, d. h. der Anlageneigentümer muss für die Nutzung des Netzes bezahlen. Nach dem ersten 15--jährigen Regulierungszeitraum werden Projekte auf einen 15--jährigen kommerziellen Transaktionszeitraum angewiesen sein, um die Rentabilität zu verbessern, vorausgesetzt, die Strompreise sinken nicht. Die endgültigen Ergebnisse der Auktion werden voraussichtlich am 19. April 2022 bekannt gegeben, aber die portugiesische Regierung hat bereits zwei erfolgreiche Gebote auf der Grundlage von 15--Jahres-CFDs bekannt gegeben.

Der französische unabhängige Stromerzeuger (IPP) Voltalia hat sich eine Kapazität von 33 MW gesichert (basierend auf regulierten Strompreisen von 41,03 €/MWh). EDPR, die Tochtergesellschaft für erneuerbare Energien des großen portugiesischen Energieversorgers EDP, hat sich die 70-MW-Kapazität des Alqueva-Staudamms zu einem erstaunlichen Preis von -4,13 Euro/MWh gesichert. EDPR erklärte, dass diese Gebühren auf der Grundlage des 70-MW-Netzanschlusspunkts mit Einnahmen aus anderen zu bauenden Hybridprojekten bezahlt werden.

Portugals Ausschreibung war sehr speziell, da die Teilnehmer für die Netzanschlusskapazität (gemessen in AC MW auf der AC-Seite) und nicht für die installierte Gleichstromkapazität (DC) boten. Durch die Sicherstellung der Nutzung von Netzanschlusspunkten können erfolgreiche Entwickler zusätzliche Kapazitäten für erneuerbare Energien aufbauen und die Nutzung von Netzanschlüssen maximieren.

EDPR gab bekannt, dass das Unternehmen letztendlich 154 MW an installierter Kapazität für erneuerbare Energien aufbauen und Strom zu unterschiedlichen Zeiten über 70 MW an Netzanschlusspunkten exportieren wird. Diese Projekte beinhalten eine 70 MW schwimmende PV-Anlage, eine zusätzliche 14 MW PV-Kapazität (ob es sich auch um eine schwimmende Anlage handelt, ist unbekannt) und 70 MW Windkapazität. Endesa Portugal, die portugiesische Tochtergesellschaft des spanischen Energieunternehmens Endesa, hat sich 42 MW Anschlusskapazität gesichert, wobei Projekte geplant sind, die an das Netz angeschlossen werden sollen, darunter 42 MW schwimmende Photovoltaik, plus 48 MW Windturbinen und 16 MW Batteriespeicherkapazität.

Da Windstromerzeugung und Photovoltaikstromerzeugung komplementär sind, wird die gleichzeitige Integration dieser beiden Stromerzeugungstechnologien in das bestehende Stromnetz nicht zu einer gravierenden Abkehr von Licht und Wind führen. Stattdessen wird die Leistungsabgabe stabiler und der Druck auf das schwache Stromnetz geringer. Ermöglichen Sie Anlageneigentümern, günstigere Stromabnahmeverträge (PPAs) auszuhandeln.