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Umsetzung von PPA-basierten Solarprojekten aus Sicht kleinerer Entwickler

In den vergangenen zwei Jahren haben Freiflächen-Photovoltaik-Projekte eine zunehmende Rolle beim Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) eingenommen. Aufgrund der deutlich gestiegenen Strompreise zeigen vor allem Freiflächen-Projekte, welche über ein Power-Purchase-Agreement (PPA) strukturiert sind, eine auffallend attraktive Wirtschaftlichkeit. Es ist zu erwarten, dass solche PPA-PV-Projekte vor dem Hintergrund der durch die Ampel-Koalition erhöhten Ausbauziele eine noch größere Bedeutung erfahren werden.

Auch wenn die Strompreise im vergangenen Jahr deutlich gestiegen sind (s. Abb. 1) und sich teilweise auf Rekordniveau bewegt haben bzw. immer noch bewegen, ist die wirtschaftliche Umsetzung von PPA-PV-Projekten alles andere als einfach. Als Folge der Pandemie und der dadurch gestörten Lieferketten sind nicht nur die Gestehungskosten in Teilen stark gestiegen, sondern auch die grundsätzliche Lieferbarkeit notwendiger Komponenten von Modulen, Wechselrichter etc. stellt ein zunehmendes Problem dar.

Hierdurch zeigt sich, wie herausfordernd die Umsetzung großer PV-Projekte trotz hoher Strompreise in Deutschland ist. Zwar ist trotz aller Herausforderungen die Suche nach möglichen Projektstandorten durch Entwickler ungebrochen, doch der Schwierigkeitsgrad der Realisierung ist dadurch nicht gesunken. Welche Herausforderungen bestehen bei der Umsetzung großer PPA-PV-Projekte? Wie lassen sich PV-Freiflächenprojekte mit 100 oder mehr MW in Zeiten angespannter Börsenstrompreise finanzieren? Welche PPA Struktur passt zu welchem Preisniveau und ermöglicht gleichzeitig noch die angestrebte finanzielle Strukturierung?

Abbildung 1: Monatsmittelwerte von Strom aus PV-Anlagen (1).

PPAs – Stromabnahmeverträge

Einfach ausgedrückt ist ein PPA ein Stromabnahmevertrag zwischen einem Stromerzeuger und einem Abnehmer. Diese Abnehmer sind in den meisten Fällen Stromhändler, welche den Strom über den Markt weiterveräußern. In den vergangenen Jahren haben sich jedoch auch vermehrt direkte Nutzer des Stromes unter den Abnehmern befunden. Ein Beispiel hierfür ist die Deutsche Bahn, die nicht nur mit Stromhändlern, sondern auch direkt mit Entwicklern PPAs abgeschlossen hat (2).

Die Frage, die sich an dieser Stelle stellt, ist, warum Entwickler PPAs abschließen sollen, wenn in Deutschland eine garantierte Vergütung für Strom aus EE-Anlagen über eine Laufzeit von 20 Jahren durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) möglich ist. Für die Entscheidung gegen das EEG und für eine Vergütung durch einen PPA gibt es drei Hauptgründe:

Die ersten beiden dieser Gründe ergeben sich aus den Einschränkungen, die das EEG auferlegt. Einerseits dürfen lediglich Freiflächenanlagen an den EEG-Ausschreibungen teilnehmen, die auf Konversionsflächen, benachteiligten Flächen oder entlang vorgeschriebener Korridore entlang der Autobahn / Eisenbahn projektiert werden (3). Des Weiteren ist die Teilnahme an Ausschreibungen zum Erhalt der EEG-Marktprämie nur für Anlagen bis 20 MW möglich (4).

Der dritte Grund sich für eine Vergütung durch einen PPA zu entscheiden kann die Höhe der Vergütung sein. In Abb. 2 sind zwei Datenreihen zu den EEG-Ausschreibungen der vergangenen Jahre dargestellt. Die blaue Linie zeigt, in welcher Höhe der gewichtete Mittelwert der Zuschläge lag. Über die vergangenen beiden Jahre hat sich ein Mittelwert der Zuschläge bei knapp über 5,00 ct/kWh herausgezeichnet. Warum dieser Zuschlagswert knapp 1,00 ct/kWh unter den Zuschlagswerten für Onshore-Windkraftanlagen liegt, ist teils durch die Menge der Kapazitäten, welche an den Ausschreibungen teilnehmen, zu erklären.

Die grauen Balken spiegeln wider, wie stark PV-Ausschreibungen in den vergangenen Jahren überzeichnet waren. In anderen Worten zeigen die Prozentzahlen in Abb. 2, wie die Menge an eingereichter Kapazität im Vergleich zur Zuschlagsmenge steht. Ein Blick auf die rechte Achsenbeschriftung verrät, dass weiterhin weniger als die Hälfte aller eingereichten Kapazitäten einen Zuschlag erhält (5).

PPA-Projekte müssen weder die oben genannten Kriterien der EEG-Anlagen erfüllen, noch müssen sie durch das äußerst kompetitive Ausschreibungsverfahren der Bundesnetzagentur.

Ein weiterer Vorteil der Vergütung durch PPAs gegenüber dem EEG sind Herkunftsnachweise (HKN), welche wegen eines Doppel-vermarktungsverbotes nicht für EEG-Anlagen ausgestellt werden (6). Pro erzeugter MWh an Strom aus EE-Anlagen wird ein HKN an den Erzeuger ausgestellt. HKN sind von Abnehmern sehr begehrt, da sie die grüne Eigenschaft des Stromes zertifizieren und damit den Preis durch die Vermarktung leicht anheben. In manchen Fällen kann dieser Aufpreis jedoch den Unterschied in der Entscheidung zwischen Vergütung aus PPA und EEG ausmachen.

Abbildung 2: EEG Freiflächen-PV Ausschreibungsstatistiken.

Herausforderungen bei der Umsetzung von PV-Projekten

Die gestiegenen Strompreise führen zwar grundsätzlich zu einer verbesserten Erlösstruktur der PV-Projekte, was wiederum grundsätzlich zu einer erhöhten Fremdfinanzierung führt. Jedoch stehen diesen verbesserten Finanzierungs-Konditionen in Teilen stark erhöhte Gestehungskosten (CAPEX) entgegen. Ganzheitlich betrachtet ist zu erwarten, dass zur Deckung der CAPEX neben Fremdmitteln auch Eigenkapital erforderlich sein wird. Neben dem reinen quantitativen Erfordernis für Eigenkapital ist aufgrund der gestörten Lieferketten auch die zeitliche Strukturierung des Eigenkapitals mehr und mehr zur Herausforderung geworden. Da üblicherweise das Eigenkapital vor dem Fremdkapital zum Einsatz kommen muss und kleine bis mittlere Entwickler häufig nicht über ausreichende Kapitalstärke verfügen, um Investitionen in solchen Größenordnungen vorzufinanzieren, wird somit in vielen Fällen Eigenkapital eines externen Investors notwendig. Die entsprechenden Mittel sind zwar grundsätzlich auf dem Markt vorhanden, jedoch stellen die größer werdenden Unsicherheiten in Bezug auf die Zeitachse der Umsetzung von PPA-PV-Projekten ein immer größer werdendes Problem in der Ansprache potenzieller Investoren dar. Diese Herausforderung in Bezug auf das notwendige Eigenkapital hat wiederum sowohl unmittelbare Auswirkungen auf die Gespräche mit den Kreditgebern als auch auf die Verhandlungen mit den PPA-Abnehmern und Generalunternehmern (GU). Einerseits fordern an dieser Stelle die Kreditgeber Geschlossenheit der Eigenkapital-finanzierung, andererseits werden aber auch viele GU-Anbieter erst in belastbare Verhandlungen eintreten, wenn feststeht, wie das Projekt und deren Umsetzung finanziert werden soll. Dies gilt ebenso für die Verhandlungen mit den PPA-Abnehmern, welche ebenfalls erst konkret in die Verhandlungen einsteigen, wenn die Finanzierung und die zeitliche Umsetzung des Projektes stehen.

Aufgrund der Interdependenzen von Eigenkapital, Fremdkapital, PPA und GU ist die erfolgreiche Umsetzung eines PPA-PV-Projektes als iterativer Prozess zu strukturieren.

Im ersten Schritt sind während der Planungsphase des Projektes in Frage kommende Eigenkapitalinvestoren anzusprechen. Diese müssen nicht zwingend Entwicklungsrisiko übernehmen, sollten aber grundsätzlich mit dem Entwicklungsprozess von PPA-PV-Projekten und den damit verbundenen zeitlichen Strukturen vertraut sein. Nach der Auswahl eines geeigneten Eigenkapitalinvestoren ist zusammen mit diesem die Fremdfinanzierung sowie das PPA zu strukturieren. Da diese zwei Aspekte auf das entsprechende Risiko-Rendite-Profil abzustimmen sind, ist die Strukturierung aus Sicht des Entwicklers nur dann wertmaximal, wenn sie zusammen mit dem Investoren erfolgt. Sobald die Erlösseite in Verbindung mit der Fremdfinanzierung strukturiert ist, kann der Entwickler zusammen mit dem Investoren in die Verhandlungen mit den in Frage kommenden GUs einsteigen und das Projekt in der Umsetzung bis hin zur Fertigstellung begleiten.

In der Realität ist der aufgezeigte Prozess weniger chronologisch, sondern als iterative Annäherung an die optimierte Projektstruktur zu verstehen. Veränderungen des Strommarktes und damit verbundene Schwankungen führen beispielsweise zu Anpassungen in der Fremdfinanzierung. Schwankungen der CAPEX haben unmittelbaren Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des Projektes und somit auf die Marge des Entwicklers. Darüber hinaus ist zu beachten, wie die Zuordnung des Chancen-Risiko-Profils in Bezug auf PPA und CAPEX zwischen dem Eigenkapitalinvestoren und dem Entwickler erfolgt und welche Partei in welchem Szenario davon profitiert.

Auch wenn der initiale Gedanke zu einem PPA-Projekt sein mag, dass es hierbei nur um den Wechsel der Vergütung geht, so zeigt die Erfahrung, dass dieser Wechsel viele Änderungen in der Projektumsetzung mit sich bringt. Entwickler verfügen üblicherweise über die notwendigen Kompetenzen in Bezug auf die Planung und Umsetzung von PV-Projekten, jedoch zeigt die Erfahrung, dass es Unterstützungsbedarf hinsichtlich der Ansprache geeigneter Investoren, der PPA-Strukturierung sowie der Fremdfinanzierung bedarf.

In Deutschland sind PPA-Projekte seit einigen Jahren auf dem Vormarsch, was jedoch nicht verhindert, dass Deutschland weiterhin bezogen auf dieses Thema weit hinter vielen anderen europäischen Ländern einzuordnen ist. Ein Hauptgrund hierfür ist das EEG, welches eine Preisgarantie gibt und die Einführung von PPAs hierzulande verlangsamt hat.

Der Weg zum Financial Close und Umsetzung des PV-Projektes

Das Zusammenspiel zwischen Eigenkapital, Fremdfinanzierung, PPA-Strukturierung, Umsetzung und Bauphase liegt zwar grundsätzlich auf der Hand, die konkrete Umsetzung in Verbindung mit der aktuellen Herausforderung der zeitlichen Planung der Bauphase ist jedoch komplex. PPA-PV-Projekte sind mehr denn je wirtschaftlich attraktive Vorhaben, jedoch wird ein Entwickler eine wertmaximale Veräußerung nur dann realisieren können, wenn er die Komplexität des Prozesses lösen kann. Dies zeigt, dass für die erfolgreiche und wirtschaftliche Umsetzung ein integrierter Transaktionsprozess den Erfolgsfaktor darstellt, um große PV-Projekte finanzieren und umsetzen zu können.

Fazit

PPA-Projekte jeder Art sind in Deutschland im Kommen. Höhere Strompreise, Einschränkungen an der Teilnahme an EEG-Ausschreibungen und die kompetitive Struktur des Marktes sind nur einige der Gründe, warum auch in naher Zukunft immer mehr PV-Projekte mithilfe von PPA-Strukturen agieren werden. Dass diese Strukturierung mit Sicherheit einige Tücken aufweist, haben wir bei 4initia in den vergangenen Jahren selbst erfahren dürfen. Nichtsdestotrotz ist es zur Realisierung der Energiewende vonnöten auch weiterhin PV-Projekte in Deutschland lukrativ umsetzen zu können. Dank vielfacher Erfahrungen durch Beteiligungen an internationalen PPA-Projekten verfügen wir über die Kompetenz, die nötig ist, um PPA-Projekte auch hierzulande vorantreiben zu können. Wir blicken auf den Trend der Entwicklung von PPA-PV-Projekten mit hohen Erwartungen und unterstützen gerne bei der Umsetzung.

Von: Max Hopfgartner

 

QUELLEN:

(1) Netztransparenz (2021). Marktwertübersicht. Verfügbar unter: https://www.netztransparenz.de/EEG/Marktpraemie/Marktwerte (abgerufen am: 07.01.2022).
(2) Energie & Management (2020): Deutsche Bahn vereinbart drei grüne PPAs. Verfügbar unter: https://www.energie-und-management.de/nachrichten/erneuerbare/detail/deutsche-bahn-vereinbart-drei-gruene-ppas-140015 (abgerufen am : 06.01.2022).
(3) § 37 EEG 2021.
(4) § 38c EEG 2021.
(5) Bundesnetzagentur (2021). Solar Freifläche: Beendete Ausschreibungen. Verfügbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Solaranlagen1/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html (abgerufen am: 06.01.2022).
(6) § 80 EEG 2021.

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