Welche Sicherheiten verlangt eine Bank, wenn eine Solaranlage ohne Einspeisevergütung mit einem Stromliefervertrag (Power Purchase Agreement – PPA) gebaut wird ?
Dr. Konstanze Kinne: Bei einer Projektfinanzierung mit PPA schauen wir analog zu einer Projektfinanzierung mit Einspeisevergütung auf die Sicherung der Cashflows und der Vermögenswerte des Kreditnehmers sowie die Grundstückssicherung. Bei privatwirtschaftlichen Stromabnahmeverträgen geht es darum, sicherzustellen, dass die vertraglich zugesicherten Zahlungsansprüche an Dritte abgetreten werden können.
Was bedeutet das im Unterschied zur Finanzierung mit der Einspeisevergütung?
Dr. Konstanze Kinne: PPAs sind privatrechtliche Verträge. In einem solchen privaten Vertrag kann alles geregelt werden, was ansonsten über feste Einspeisevergütungssysteme geregelt wird. Es gibt derzeit in Deutschland keinen richtigen Standard für PPAs. In Ländern, in denen schon mehr PPAs abgeschlossen wurden, bilden sich erste Standards heraus. Dabei gibt es sehr viele Spielarten von PPAs: So kann ein Stromabnehmer sich beispielsweise verpflichten, über einen vereinbarten Zeitraum nur eine bestimmte Strommenge aus der Solaranlage zu kaufen. Daraus resultiert eine entsprechende Lieferverpflichtung des Solarparks. Wenn nicht geliefert werden kann, muss der Strom an der Börse dazu gekauft werden. Dadurch entstehen Mengen- und Preisrisiken aus solchen Verträgen. Auch ist der vereinbarte Preis, den der Stromabnehmer für die Solarenergie bezahlt, nicht immer fix. So kann der Preis für den Solarstrom an Referenzpreise an der Strombörse gekoppelt werden, die sich wiederum auf unterschiedliche Monats- oder Jahreswerte beziehen können. Das spielt alles bei der Bewertung einer Finanzierung eine Rolle und gehört zu unseren Analyseaufgaben als Bank.
Berthold Bonanni: Da es hier keine Standards gibt und alles individuell aushandelbar ist, ist es wichtig, die Bank frühzeitig mit einzubeziehen und von Anfang an den Vertrag so zu strukturieren, dass das Projekt bankseitig auch finanzierbar ist.
Welche Variablen beziehen Sie bei der Analyse ein, ob das Projekt finanzierbar ist? Denn die Bank muss ja die Sicherheit haben, dass der Kapitaldienst auch geleistet wird.
Dr. Konstanze Kinne: Zentral sind hier die vertraglich zugesicherten Bestandteile, also Strommenge und -preis, die vom PPA Offtaker abgenommen werden. Dazu kommen noch die variablen Einnahmebestandteile, also der Teil des Stromertrags, den der Anlagenbetreiber über die Börse vermarktet. Diese beiden Bestandteile werden im Rahmen der Analyse unterschiedlich bewertet. Dazu kommt noch, dass die Solarparks mindestens 25 bis 30 Jahre laufen können. Das ist keine Laufzeit, die wir als Bank anbieten können. Wir finanzieren schon länger als die üblichen PPA Laufzeiten; teilweise kommt die Finanzierung dann in den Bereich von bis zu 20 Jahren. Doch die PPAs werden in der Regel für zehn bis 15 Jahre abgeschlossen. Dann muss sich die Bank anschauen, welches Risiko sie mit Blick auf die variablen Einnahmebestandteile eingehen will, die nach dem Ende der Laufzeit des PPA 100 Prozent betragen. In diesem Fall finanziert man das komplette Risiko mit den Marktpreisannahmen.
Diese Marktpreisannahmen sind sehr unsicher, wie wir gerade sehen. Wie gehen Sie damit um?
Dr. Konstanze Kinne: Da ist die Covid-19-Krise das beste Beispiel für eine solche Unsicherheit. Denn die Strompreise an der Börse sind drastisch gesunken. Ein solcher exogener Schock konnte in keiner Analyse so prognostiziert werden. Grundsätzlich stützen wir unsere Analysen aber auf Marktpreisprognosen verschiedener Agenturen. Diesen liegen meist ökonomische Fundamentalmodelle zugrunde, die unter anderem verschiedene Ausbaupfade für die erneuerbaren Energien und volkswirtschaftliche Faktoren wie Rohstoffpreise und andere einbeziehen. Diese Marktprognosen analysieren wir und validieren diese zusätzlich mit verschiedenen Entwicklungen und Stressszenarien.
Dazu kommt noch die Unsicherheit, dass der Stromabnehmer ausfällt?
Dr. Konstanze Kinne: Das ist durchaus möglich. Diesen Aspekt müssen wir zu Beginn der Finanzierung genau analysieren. Zunächst prüfen wir die Bonität des Stromabnehmers, um das Risiko eines Ausfalls einzuschätzen. Außerdem schauen wir uns den Strompreis an, der im PPA vereinbart wurde und mit der die Wirtschaftlichkeit der Anlage kalkuliert wurde. Ist dieser überdurchschnittlich hoch, steigt das Risiko. Denn wenn der Stromabnehmer ausfällt, muss sich der Betreiber einen alternativen Stromabnehmer suchen. Und wenn dann der Marktpreis für den Solarstrom niedriger ist als geplant, kann es schwierig werden, die angedachte Rendite der Investoren zu erzielen und die Fremdfinanzierung planmäßig zu bedienen.
Das klingt nach viel Aufwand. Dazu kommt noch das Risiko. Für die Anlagenbetreiber oder Investoren ist die wichtigste Frage aber: Wie schlägt sich das auf die Finanzierungsbedingungen nieder?
Berthold Bonanni: Zum einen mit einem geringeren Volumen. Die Anlagen werden dann nicht mehr mit rund 80 Prozent Fremdkapital und rund 20 Prozent Eigenkapital finanziert, wie es mit der Einspeisevergütung üblich ist. Ohne fixe Vergütung über 20 Jahre sinkt der Fremdkapitalanteil. Die Verhältnisse verschieben sich dann eher in Richtung 60/40. Zum anderen haben die Unsicherheitsfaktoren auch Auswirkungen auf den Preis der Finanzierung. Alle diese Faktoren sind im Ratingsystem der Bank zu berücksichtigen. Die resultierende Ratingnote hat Auswirkung auf die Höhe der Eigenkapitalunterlegung der finanzierenden Bank für den Kredit. Insofern steigert das eingepreiste erhöhte Risiko die Finanzierungskosten.
Derzeit sind es eher Energieversorger oder große Unternehmen, die den Strom aus Solarparks direkt abnehmen. Aber auch kleinere Unternehmen werden immer mehr auf Ökostrom umstellen und kommen als Stromabnehmer von Solarparks in Betracht. Dann steigt das Ausfallrisiko. Wie könnte ein solches Szenario für die Bankenfinanzierung aussehen?
Berthold Bonanni: Es spricht tatsächlich viel dafür, dass vermehrt auch anderen Unternehmen wie mittelständische Betriebe auf Nachhaltigkeit setzen und sich mit Ökostrom eindecken. Sind sie zu klein, um einen PPA mit einem Solarparkbetreiber abzuschließen, dann ist vorstellbar, dass solche Verträge gebündelt werden. Das könnte ein Aggregator übernehmen, der mit dem Betreiber des Solarparks ein PPA abschließt und auf der anderen Seite den Strom an diese Unternehmen liefert. Das können durchaus auch wieder ein Versorger sein. Für die Banken ist das ein Vorteil, denn die Bonität von vielleicht 20 oder mehr einzelnen Unternehmen zu bewerten, ist ein riesiger Aufwand, der die Kosten nach oben treiben würde. Deshalb werden wir solche Aggregatorenmodelle sehen, bei denen wir neben dem Projekt nur einen Stromkäufer bewerten müssen.
