Die Analysten von Montel haben im Auftrag des Projektierers Enerparc untersucht, welche Auswirkungen künftig geforderte Rückzahlungsoptionen auf die Erlöse und Finanzierung von Photovoltaik-Anlagen haben werden. Sie simulierten dabei verschiedene Modelle. Klar ist, dass Projektierer schnell Klarheit brauchen, welches Modell künftig kommen wird. Denn diese müssen bereits ab 2027 greifen und genau diese Anlagen werden aktuell schon geplant.
Seit einigen Tagen ist in der Politik ja wieder mehr Bewegung drin, wenn es um Maßnahmen rund um die Erneuerbaren und Batteriespeicher geht. Erst vergangenen Donnerstag einigten sich die Mitglieder im Koalitionsausschuss auf eine zügige EEG-Novellierung, um die EU-Vorgaben umzusetzen. Und die Zeit drängt, denn 2027 läuft die Notifizierung für das bisherige Fördersystem aus und Deutschland muss eine Rückzahlungsoption implementieren. Ein entsprechender Kabinettsentwurf für eine EEG-Novelle könnte noch in diesem Jahr auf dem Tisch liegen.
Eine viel diskutierte Variante sind dabei zweiseitige Differenzverträge, abgekürzt CfDs, die eine Preisabsicherung für Projektierer bei niedrigen Markterlösen darstellen, aber auch Mehreinnahmen an den Staat zurückführen. Doch zweiseitiger CfD ist nicht gleich zweiseitiger CfD. Es gibt viele Stellschrauben an denen gedreht werden kann, wie eine Studie von Montel im Auftrag von Enerparc nun zeigt. „Denn das genaue Design ist noch offen, allerdings werden Anlagen für 2027 bereits jetzt geplant und müssen finanziert werden“, wie Jury Schwartz bei der Vorstellung der Studienergebnisse betont. Und den Lieblingssatz von Enerparc-COO Stefan Müller ergänzt: „Nur ein finanziertes Projekt ist überhaupt ein Projekt.“
Die Analysten von Montel haben in ihrer Studie verschieden ausgestaltete CfDs auf ihre Auswirkungen auf die Erlöse und Finanzierbarkeit von Erneuerbaren-Anlagen untersucht. Für die Photovoltaik haben sie dabei eine ein Megawatt Anlage mit 46,60 Euro pro Megawattstunde anzulegendem Wert und Südausrichtung am Standort Kassel zugrunde gelegt. Je nach Abrechnungsmodalität des zweiseitigen CfD ergeben sich dabei verschiedene finanzielle Auswirkungen auf die Erlöse der Betreiber. Wenn ein Jahresmarktwert angelegt wird, sehen wir keine Rückzahlungen. „Erst wenn der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert übersteigt, wäre das der Fall“, sagt Schwartz.
Bei einer Abrechnung der CfDs nach monatlichen oder gar stündlichen Marktwerten sehe die Lage ganz anders aus. Bei monatlichen Marktwerten sich höhere Rückzahlungen der Photovoltaik-Anlagenbetreiber in den Wintermonaten zu erwarten, dagegen würden sie in den Sommermonaten Auszahlungen erhalten. Bei der stündlichen Abrechnung könnten sogar Zahlungsströmen in beide Richtungen an einem Tag entstehen, wie Schwartz weiter erklärt. Auf jedem Fall steige die Komplexität.
Abbildung: Montel
Um ihre Ergebnisse abzugleichen und ein Modell zu entwickeln, was allen Seiten gerecht wird, hat Montel auch mit Projektierern und Banken gesprochen. Dabei zeigt sich, die Banken wollen weiterhin einen stabilen Erlösfloor und möglichst wenig Komplexität, wie Schwartz berichtet. Ist dies nicht vorhanden, wirkt sich das unvorteilhaft auf die Konditionen der Finanzierung aus. Bei den Projektierern sieht es nicht viel anders aus. Sie favorisieren ein CfD-Modell mit Jahresmarktwert und wünschen sich einen Finanzierungsfloor für die Banken.
Aus Basis der Gespräche und Berechnungen hat Montel schließlich ein eigenes CfD-Modell entwickelt, was allen Seiten gerecht werden soll, also die Marktintegration und Finanzierung gewährleistet, eine Überförderung jedoch verhindert. Sie empfehlen dabei die starke Anlehnung an das existierende Marktprämienmodell mit Erweiterung um eine Rückzahlungsoption. Die Studie spricht sich für die Nutzung des Jahresmarktwerts aus, wobei die Montel-Analysten kleine Stellschrauben sehen, die auch die Nutzung von Speichern und damit eine höhere Marktintegration sicherstellen würden. Zudem gelte es Flexibilität zu erhalten, sagt Schwartz. Der Abschöpfungsmechanismus sollte dabei natürlich nur bei staatlich mit CfDs geförderten Anlagen angewendet werden.
Zudem sprechen sich die Analysten gegen Mischmodelle aus, wie es sie etwa in Polen gibt. Dort werden größere Anlagen zu 85 Prozent über einen CfD gefördert. Die restlichen 15 Prozent könnten die Betreiber frei vermarkten, etwa über PPAs. Dieses Modell sei für die Finanzierung eher schwierig, denn es stünden keine gesicherten Einnahmen für die komplette Anlage bereit.
Projektierern wie Enerparc geht es neben einer möglichst raschen konkreten Ausgestaltung des CfD-Modells vor allem darum, dass die Banken den neuen Mechanismus verstehen. Denn tun sie es nicht, werden sie keine Projekte finanzieren und dann ist es schlicht gar kein Projekt (mehr), wenn man den Worten von Stefan Müller folgt.
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