POST-EEG Vermarktung 2.0

Dabei sein. Mitdiskutieren. Chancen sichern. EUROFORUM KonferenzDiese Veranstaltung hat bereits am 28. und 29. November 2019 in Hamburg stattgefunden!

Interview & Fachartikel

 

Stefan BendigStefan Bendig
innogy SE

 


Wie viel Einfluss kann ein PPA auf das Financial Close einer EE-Anlage haben? Wo sind die Grenzen?

Dies hängt im Einzelfall davon ab, was der PPA abdeckt bzw. abdecken muss. Sichert der PPA eine offene Stromposition – also vor allem das Marktpreisrisiko – ab, kommt ihm eine entscheidende Bedeutung zu. Ohne vertraglich abgesicherte Umsätze sind EE-Projekte heute im Normalfall nicht „bankable“ im Sinne von Projektfinanzierungen mit relevantem non-recourse Anteil. Die Höhe des „gearing“, also der non-recourse Schuldentranchen, hängt von den spezifischen Vertragskonditionen ab, insbesondere des Volumens, der Laufzeit und des Preismechanismus. Sichert der PPA, wie bspw. in unserem letzten UK-Projekt Triton Knoll, „lediglich“ die typischen Schwankungsrisiken von EE (wie Ausgleichsnenergie- und Referenzmarktwertrisiken) ab, ist er ein Vertrag von mehreren wichtigen Verträgen, die zum Financial Close vorliegen müssen.

Welche Punkte sind in der Ausgestaltung des PPA von Seiten des Projektierers besonders wichtig?

Bei einem Festpreis- oder Floorpreis-PPA im obigen Sinne kommt der Anteil am Gesamtvolumen der jährlichen Erzeugungsmenge, der Laufzeit sowie dem vereinbarten Preis ggf. inklusive der vereinbarten Preisanpassungsklausel eine hohe Bedeutung zu. In sich entwickelnden PPA Märkten sind Laufzeiten von 6-8 Jahren ggf. bereits ausreichend für Projektfinanzierungen mit begrenztem Gearing (von 50-60%) In etwas reiferen Märkten, wie bspw. Nordamerika oder Skandinavien, sind Laufzeiten von 10-20 Jahren möglich und üblich mit entsprechend positivem Einfluss auf die Verschuldungsfähigkeit eines Projektes. Bei solchen Laufzeiten kommt der Kreditwürdigkeit des Abnehmers und darüber hinaus gehenden Garantien eine hohe Bedeutung zu.

Mit welchen Herausforderungen müssen Projektierer rechnen, wenn die Projektfinanzierung komplett ohne Staatsförderung (EEG-Förderung / CfD) abgeschlossen werden soll?

Es gibt in diesem Zusammenhang eine ganze Reihe von Herausforderungen, die teilweise miteinander verwoben sind. Ohne einen Festpreis- oder Floorpreis-PPA, also ohne zumindest teilweise vertragliche Absicherung der Umsätze, ist der Kreis der für eine Beteiligung in Frage kommenden Investoren vergleichsweise gering und mögliche Aufschläge auf die Verkaufspreise moderat. Für eine Projektfinanzierung mit einem relevanten Projektverschuldungsgrad ist eine Teilabsicherung der Volumina über eine gewisse Mindestlaufzeit mit einem kreditwürdigem Vertragspartner (Investment Grade) notwendig. Die Höhe des Verschuldungsgrads wird bestimmt über den Mix dieser diversen Inputfaktoren. Beispielsweise könnte ein im Vergleich zu den spezifischen Kosten relativ hoher PPA-Preis (pro MWh) eine Projektfinanzierung möglich machen, obwohl die Laufzeit des PPA kürzer als die Laufzeit der Darlehen (Schuldenrückführungszeitraum) ausfällt. Zusammengefasst kann festgehalten werden, dass eine Welt ohne staatliche Förderinstrumente für die Umsatzseite die Komplexität und die Herausforderungen für die finanzielle Strukturierung deutlich erhöhen.

 


 

Mathias GrothMathias Groth
WEMAG

 


Wie schätzen Sie die aktuelle Nachfrage (B2B & B2C) nach regionalen Grünstromprodukten ein?

Aktuell sehen wir noch keine bzw. nur eine sehr kleine Nachfrage nach regionalen Grünstromprodukten. Der Strom kommt für die meisten Menschen aus der Steckdose und es wird nicht weiter hinterfragt, woher dieser Strom kommt. Für regionale Player kann dies in der Zukunft aber ein Kundenbindungsinstrument werden.

Welche Möglichkeiten bietet dieses Geschäftsmodell für Ü20-Anlagen? Wo sind die Grenzen?

Der Vorteil für Ü20-Anlagen wird sein, dass aus diesen Anlagen normale Herkunftsnachweise entstehen. (also keine regionalen Herkunftsnachweise) Diese herkömmlichen Herkunftsnachweise sind besser und einfacher einsetzbar als die regionalen Herkunftsnachweise, welche nur für den geförderten EEG-Anteil am Stromkennzeichen verwendet werden können. Die normalen Herkunftsnachweise haben einen Wert von rund 0,20 ct/kWh. Umso mehr Anlagen aus der EEG-Vergütung ausscheiden, umso größer wird der Druck auf den Preis für die Herkunftsnachweise werden. D.h. in den ersten Jahren werden die Erlöse aus den Herkunftsnachweisen höher als in den Folgejahren sein.

Welche Preise können realistisch erzielt werden? Wie werden diese bei Ihnen abgesichert?

Eine langfristige Hedgingstrategie wird nicht unbedingt umgesetzt werden, da man bei zu starken Preisveränderung zwischen Hedgingpreis und gleichzeitiger Veränderung der Erzeugung sehr hohe Risiken entstehen. Daher wird der Strom weiterhin auf den Kurzfristmärkten gehandelt. Aktuell gehen wir davon aus, dass die Windkraftanlagen einen Strompreis von mindestens 4,00 ct/kWh erzielen können und zusätzlich noch Erlöse (rund 0,20 ct/kWh) aus dem Verkauf von Herkunftsnachweisen entstehen.