Einsatz in Hybrid-Projekten
Eine Kombination von PV- oder Windenergieprojekten mit einem Batteriespeicher wird auch als Co-Location- oder Hybrid-System beschrieben. Diese Systeme können die Vorteile der unterschiedlichen Erzeugungsprofile von PV- und Windenergie nutzen und durch die Integration von Batteriespeichern die Flexibilität und Zuverlässigkeit erhöhen, indem sie überschüssigen Strom speichern und bei Bedarf wieder ins Netz einspeisen. Dabei werden die Effizienz und die Wirtschaftlichkeit, insbesondere von PV-Hybrid-Anlagen, gesteigert, weil der produzierte Strom zeitversetzt eingespeist werden kann, wenn die Nachfrage und damit Preise höher sind (1).
Finanzierung von Batteriespeichern
Die Unsicherheit der Erträge im Fall von BESS, führt dazu, dass die Finanzierung durch Banken zum Teil von den klassischen Projektfinanzierungen abweicht und kann im Fall von Hybrid-Projekten sogar von Nachteil für das Projekt sein. Die Gründe dafür werden im Folgenden erklärt.
Die Finanzierung von BESS ist ein komplexes Feld und unsere Erfahrungen zeigen, dass Banken bei der Bewertung und Finanzierung von diesen Projekten eine klare Unterscheidung treffen. Einerseits gibt es Projekte, die von staatlichen Förderungen profitieren, wie solche, die im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) gefördert werden oder einen Zuschlag aus einer Innovationsausschreibung erhalten. Dazu zählen insbesondere Hybrid-Projekte mit EEG-Förderung oder Zuschlag aus einer Innovationsausschreibung. Auf der anderen Seite stehen Projekte ohne staatliche Förderung, hauptsächlich Stand-Alone-Projekte, aber auch Hybrid-Projekte, welche keinen Zuschlag in einer Ausschreibung erhalten können.
In der ersten Kategorie entspricht die Finanzierung der Projekte der klassischen Non-Recourse-Finanzierung von reinen PV- oder Windprojekten. Dabei werden die Finanzierungsmittel entsprechend der Wirtschaftlichkeit des Projektes an eine rechtlich meist selbstständige Projektgesellschaft vergeben. Bei reinen PV- und Windprojekten werden üblicherweise die Erträge, die bei einer Überschreitungswahrscheinlichkeit von 75 % oder 90 %, und ohne Strompreisrisiko zur Verfügung stehen zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit herangezogen.
Durch die Möglichkeit, Strom zu Zeiten mit höheren Spotmarkt-Preisen einzuspeisen und durch die Teilnahme an einer Innovationsausschreibung können geförderte Hybrid-Projekte höhere Einnahmen im Vergleich zu reinen PV- oder Windprojekten erwarten. Jedoch lassen Banken bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit solcher Projekte die höheren Erträge durch den Speicher außen vor und bewerten das Projekt wie klassische PV-Projekte oder Wind-Projekte mit dem Unterschied, dass die Investitionsausgaben („CAPEX“) durch den Speicher deutlich höher sind.
Beispielsweise haben die CAPEX für einen Batteriespeicher bei einem Hybrid-Projekt, welches durch 4initia im Rahmen einer Transaktion bewertet wurde, etwa 25 % der gesamten CAPEX ausgemacht. Entsprechend stark beeinflussen diese Kosten die Projektrendite. Bei diesem Fall, einem kleineren PV-Hybrid-Projekt (ca. 10 MWp installierter Leistung, BESS mit etwa 3 MVA Leistung, 6 kWh Kapazität, also ein 2 h-System) verringerte sich die Projektrendite um mehrere Prozentpunkte, wenn die CAPEX für den Speicher mit einbezogen wurden. Bei sonst gleichen Finanzierungsbedingungen (ca. 20 % Eigenkapital, 5,5 % Zinsen) ist es je nach angenommenen Betriebskosten („OPEX“) unter Umständen nicht möglich den von der Bank geforderten Schuldendienstdeckungsgrad von z.B. 1,1 einzuhalten.
Bei Projekten ohne Förderung nach dem EEG weichen manche Banken von dem klassischen Vorgehen für Projektfinanzierungen ab (2). Dies liegt daran, dass die Erlöse neben den allgemeinen Marktpreisen und Preis-Spreads zusätzlich stark von der Technologie (und damit Lebensdauer, Leistung, Kapazität und Kosten pro Zyklus) sowie von der Fahrweise des Speichers abhängt. Die Fahrweise wird meist durch Flexibilitätsvermarkter festgelegt und dabei mithilfe von Algorithmen so gesteuert, dass alle zur Verfügung stehenden Märkte (PRL, SRL, Spotmarkt) profitoptimal genutzt werden. Da die Optimierung der Fahrweise komplex ist unterscheiden sich auch die Ergebnisse verschiedener Flexibilitäts-vermarkter.
Die Abhängigkeit von einer weiteren Partei erschwert die Prognose zukünftiger Erlöse durch den Speicher zusätzlich. Deshalb gehen einige Banken dazu über die Finanzierung von Speicherprojekten ohne Förderung nicht nur auf die prognostizierten Cash-Flows abzustellen, sondern zusätzlich den Hintergrund, die Erfahrung und das Geschäftsmodell der Initiatoren und der beteiligten Parteien zu prüfen. Dabei sind sowohl Non-Recourse- als auch Full-Recourse-Finanzierungen möglich.
Im Gegensatz zu Projekten, die eine Förderung nach dem EEG erhalten, liegt der minimale Eigenkapitalanteil zwischen 25 % und 30 %. Niedrigere Eigenkapitalanteile sind bei zusätzlichen Bürgschaften durch den Sponsor des Projekts oder Rückgriffsrechte der Bank gegenüber dem Sponsor ebenfalls möglich. Weiterhin wurden bei Gesprächen mit Banken, die BESS finanzieren, folgende Rahmenbedingungen aufgerufen: Schuldendienstdeckungsgrad von mindesten 100 % und eine Laufzeit zwischen 10 und 12 Jahren bzw. 90 % der maximalen Anzahl an Lade-Zyklen. Neben den gängigen Nebenabreden (Globalzession, Betreiberdienstbarkeit, Raumsicherungsübereignung) können zusätzlich Eigenkapital-Covenants zum Einsatz kommen.
Innovationsausschreibungen bringen sichere Einnahmen, aber auch Vermarktungsnachteile
Für Projekte, die nach dem EEG gefördert werden können, bieten Innovationsausschreibungen die Möglichkeit die Wirtschaftlichkeit dieser Projekte stark zu verbessern und damit auch die Finanzierung durch Banken zu erleichtern. Im Rahmen der Innovationsausschreibungen können Projekte gefördert werden, die verschiedene erneuerbare Energietechnologien kombinieren oder diese mit Energiespeichern zusammenbringen. Bemerkenswerter Aspekt ist die Dominanz der von PV-Hybrid-Projekten (PV und Batteriespeicher) in den bisherigen Ausschreibungsrunden. Laut dem Bundesverband WindEnergie („BWE“) wurde in sämtlichen Ausschreibungsrunden seit 2020 lediglich ein Projekt mit Windbeteiligung bezuschlagt, was auf strukturelle Ungleichheiten hinweist (3).
Ein weiteres Problem der Innovationsausschreibungen besteht darin, dass die zwischengespeicherte Energie ausschließlich aus EE stammen darf. Aufgrund dieser Regelung dürfen die Speicher nicht mit Strom aus dem Netz geladen werden, da hierbei auch Graustrom genutzt würde. Dies schränkt den Einsatzbereich und den ökonomischen Nutzen der Batterie ein. Sinnvoll wäre eine ganzheitliche Betrachtung, die auch Netz- und Systemdienlichkeit der Anlagenkombinationen berücksichtigt.
Glücklicherweise scheint dieses Problem nun mit dem „Solarpaket 1“, welches am 26.04.2024 im Bundestag und Bundesrat beschlossen wurde, behoben worden zu sein. Demnach können Stromspeicher in Zukunft periodisch (mindestens für jeweils zwei Monate) zwischen den Vermarktungsformen wechseln. BESS mit EEG-Förderung können dann, beispielsweise im Winterhalbjahr, auf diese verzichten und für die Erbringung von Netzflexibilitätsoptionen vergütet werden. Voraussetzung dafür ist die rechtzeitige Anmeldung beim Netzbetreiber (4).
Für den zweiten Projekt-Typ, also Stand-Alone-Speicher oder Hybrid -Projekte ohne Förderung, bieten Flexibilitätsvermarkter die Möglichkeit den Einsatz und die Fahrweise des Speichers in Bezug auf den Profit zu optimieren (siehe oben). Doch auch ein optimierter Betrieb von Speichern bietet wenig Sicherheit über die Höhe der zukünftigen Erträge. Die Art des langfristigen Vertrages, der mit dem Flexibilitätsvermarkter geschlossen wurde, kann hier einen großen Unterschied machen. In der Praxis sind bisher nur wenig Informationen über die Art der geschlossenen Verträge öffentlich geworden. Mindestens zwei Varianten scheinen jedoch üblich zu sein: „Tolling Agreements“ und die „Gewinnbeteiligung mit Mindestpreis“.
Im ursprünglichen Sinne handelt es sich bei den sogenannten Tolling-Agreements um langfristige Mietverträge zwischen einem Verkäufer („toller“) und einem Abnehmer („offtaker“). Der Verkäufer ist Eigentümer und Betreiber der Stromerzeugungsanlage, in der Regel einer gasbefeuerten Anlage, während der Abnehmer eine vereinbarte „Miete“ zahlt und den Brennstoff für die Umwandlung in Strom liefert. Im Grunde genommen ist der Abnehmer damit Eigentümer der durch die gemietete Anlage bereitgestellten Energie und kann diese nach Belieben nutzen. In Bezug auf BESS gibt es ebenfalls einen „toller“, der im Gegenzug für die Wartung und den Betrieb eines Speichers eine feste Vergütung von einem „offtaker“ bekommt, der die Anlage nutzen kann, ohne sich um die komplexe Wartung kümmern zu müssen. Doch aufgrund der Art der Einnahmeströme von BESS sind langfristige Prognosen für die Akteure des heutigen Energiemarktes (Projektentwickler, Finanzinvestoren, Betreiber, Optimierer usw.) in der Regel noch nicht zuverlässig genug, um die Risikoprofile, die ein klassischer Tolling-Vertrag mit sich bringt, zu managen.
Im Fall von Gewinnbeteiligungsmodellen mit Mindestpreis erhalten Anlagenbesitzer einen garantierten Erlös von dem über einen Flexibilitätsvermarkter verkauften Strom. Der Betrag wird im Voraus vertraglich festgelegt und kann unter bestimmten Umständen variabel sein. Bei Verträgen mit einem Mindestpreis wird den Besitzern ein Mindestgewinn garantiert, jedoch ist ihr Anteil an den Gesamteinnahmen geringer als bei Modellen ohne untere Preisgrenze. Verträge mit einem Mindestpreis haben in der Regel eine kürzere Laufzeit, da das Risiko für die Handelspartei mit der Dauer der festen Einnahmen steigt (5).
Die sicheren Erträge wirken sich positiv auf die Möglichkeit zur Finanzierung solcher Projekte aus. Bisher gibt es aber nur wenige Anbieter, die eine solche Vertragsart anbieten. Grund dafür ist auch, dass der Markt sehr klein ist und die Bilanzen der noch jungen Flexibilitätsvermarkter oft nicht ausreicht, um die notwendigen Sicherheiten zu gewährleisten.
Ausblick auf einen wachsenden Markt
Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass für das Gelingen der Energiewende stationäre Batteriespeicher oder BESS eine immer größere Rolle spielen. Sie bieten die notwendige Flexibilität und Zuverlässigkeit, um die Schwankungen der erneuerbaren Energiequellen auszugleichen und tragen somit entscheidend zur Reduzierung unserer Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen bei.
Jedoch stellen die Finanzierung und Vermarktung von BESS-Projekten weiterhin eine Herausforderung dar. Während für geförderte Projekte weiter auf klassische Finanzierungsmodelle zurückgegriffen wird, erfordern nicht geförderte Projekte andere Ansätze, um die spezifischen Risiken und Ertragspotenziale aus den Vermarktungsmöglichkeiten, von der Teilnahme am Regelenergiemarkt über den Handel am Spotmarkt bis hin zum Einsatz in Hybrid-Projekten, zu berücksichtigen.
Die Energiewende ist und bleibt ein spannendes und dynamisches Unterfangen, das die kontinuierliche Entwicklung und Integration von Batteriespeichern immer stärker erfordern wird. Dabei gibt es noch viele technologische, finanzielle und regulatorische Herausforderungen zu meistern. Gleichzeitig eröffnen sich hier aber auch viele neue Perspektiven und Chancen.
Autoren: Max Tutte und Jakob Döring
QUELLEN:
(1) ESFORIN (o. J.). Co-location Batteriespeicher. Verfügbar unter: https://www.esforin.com/co-location-batteriespeicher/ (abgerufen am: 29. Mai 2024).
(2) Morgan Lewis (2023). Project financing and energy storage risks and revenue. Verfügbar unter: https://www.morganlewis.com/pubs/2023/03/project-financing-and-energy-storage-risks-and-revenue (abgerufen am: 29. Mai 2024).
(3) Bundesverband WindEnergie (2024). Positionspapier Innovationsausschreibung. Verfügbar unter: https://www.wind-energie.de/fileadmin/redaktion/dokumente/publikationen-oeffentlich/themen/04-politische-arbeit/02-auschreibungen/20240227_BWE-Positionspapier_Innovationsausschreibung.pdf (abgerufen am: 29. Mai 2024).
(4) Deutscher Bundestag (o. J.). Zweite Beschlussempfehlung und zweiter Bericht des Ausschusses für Klimaschutz und Energie. Verfügbar unter: https://dip.bundestag.de/drucksache/zweite-beschlussempfehlung-und-zweiter-bericht-des-ausschusses-f%C3%BCr-klimaschutz-und/273684 (abgerufen am: 29. Mai 2024).
(5) Enspired Trading (o. J.). Tolling agreements and floor pricing for BESS. Verfügbar unter: https://hub.enspired-trading.com/blog/tolling-agreements-and-floor-pricing-for-bess (abgerufen am: 29. Mai 2024).
