Erschwerte Bedingungen

Kategorie: 06 / 2012, Geld & Recht Sandra Enkhardt

Bankability: Bei der Finanzierung von Photovoltaikprojekten spielt es für die Deutsche Anlagen-Leasing keine Rolle, ob die Anlagen mit Modulen aus Deutschland oder China gebaut werden. Viel wichtiger ist der Marktanteil des jeweiligen Herstellers, wenn es um die Beurteilung von Risiken geht. Dafür muss Projektmanager Frank Lustermann aber auch die aktuelle Marktentwicklung im Auge behalten.

Frank Lustermann ist Senior-Projektmanager bei der Deutschen Anlagen-Leasing in Wiesbaden. Er hat seit mehr als 20 Jahren Erfahrung bei der Finanzierung von Energieerzeugungsanlagen.
Foto: Deutsche Anlagen-Leasing

Welche Auswirkungen hat die geplante und nun vorerst gestoppte EEG-Novelle auf die Bankability von Photovoltaikprojekten und welche Faktoren spielen dort aus

Ihrer Sicht eine Rolle?

Die Bankability, also die Finanzierbarkeit von Photovoltaikanlagen, wird nicht prinzipiell davon betroffen sein. Sie wird aufgrund der Rahmenbedingungen aber erschwert. Das Entscheidende für jeden Finanzierungsgeber ist die Planungssicherheit. Sobald die gegeben ist, ist alles andere eine Abstimmung der Parameter auf die Rahmenbedingungen.

Was für Parameter sind dies?

Im Wesentlichen ist dies natürlich der finanzierbare Betrag oder finanzierbare Anteil an den Investitionskosten sowie die Laufzeit des Vertrages. Durch die verringerte Einspeisevergütung erhöhen sich die Eigenkapitalanforderungen. Allerdings wird auch ein weiterer Druck auf die Preise stattfinden, so dass sich hier ein gewisser Ausgleich ergibt.

Wie müssen dann Projekte preislich aufgestellt sein, dass sie unter den neuen Rahmenbedingungen noch von den Banken finanziert werden?

Das errechnet jede Bank für sich. Es ist bei Photovoltaikanlagen standort-, konfigurations- und ertragsabhängig. Der Betrag kann bei 1.200, 1.000, 900 Euro je Kilowatt liegen. Das lässt sich nicht pauschal sagen, denn es hängt natürlich ganz entscheidend davon ab, ob die Anlage beispielsweise im Raum Hannover errichtet wird mit deutlich geringeren Einspeiseerträgen oder zum Beispiel in Kempten oder Schongau mit dann höheren Erträgen. Weiterhin hängt es davon ab: Wie ist die Anlage aufgeständert und wie ist sie ausgerichtet? Welche Modulwechselrichterkonfiguration wird eingesetzt? Das sind alles Faktoren, die deutlich den Ertrag und somit die Finanzierungshöhe bestimmen.

Sehen Sie denn eine Tendenz zu billigeren Modulen?

Diese Tendenz beobachten wir heute schon, wobei jede Bank für sich entscheidet, welche Module sie akzeptiert und welche nicht.

Welche Kriterien legen Sie an, damit Module aus Ihrer Sicht bankable sind?

Das Entscheidende ist natürlich: Sie müssen die üblichen Zertifizierungen haben. Das ist in der Regel kein Thema. Die Module, die auf den deutschen Markt kommen, sind zumeist zertifiziert. Von denen, die nicht zertifiziert sind, brauchen wir gar nicht zu sprechen.

Was sind weitere Kriterien?

Die unterliegen wiederum einer individuellen Einschätzung des Finanziers. Das heißt, wie schätzt dieser die nachhaltige Leistungs- und Lieferfähigkeit des Herstellers ein. Wir beurteilen das anhand der Marktetablierung, also der Frage, ob der Modullieferant aufgrund seiner real abgesetzten Produktionsmenge unserer Meinung nach langfristig am Markt präsent sein wird oder nicht. Es ist letzten Endes, ganz klar, auch ein Blick in die Glaskugel. Aber wir gehen einfach davon aus, dass ein Modulhersteller mit einer bestimmten Marktetablierung, mit einer bestimmten Größe, eher dem harten Wettbewerbsdruck begegnen kann als kleine Modullieferanten, die eher in finanzielle Schwierigkeiten kommen, wenn der Preisdruck so weitergeht wie bisher.

Aus Ihrer Sicht ist es kein Kriterium, wo die Module gefertigt werden?

Die Module werden heute schon zum überwiegenden Teil in China gefertigt. Andere werden in Taiwan, Südkorea und auch in Indien hergestellt. Natürlich gibt es die großen Hersteller wie First Solar, die in den USA fertigen und zum Teil auch noch nach wie vor in Deutschland. Solarworld beispielsweise geht bewusst den Weg, auch in Deutschland zu produzieren. Aber es ist an der Stelle wenig hilfreich, eine grundsätzliche Selektion vornehmen zu wollen.

Wie oft aktualisieren Sie Ihre Listen?

Grundsätzlich einmal im Jahr, im Prinzip aber fortlaufend. Also es ist eine jährliche Grundüberholung, und ansonsten reagieren wir natürlich auf aktuelle Marktentwicklungen. Wenn wir feststellen, dass ein Modullieferant nicht mehr performen kann, weil er beispielsweise in ernsthaften Zahlungsschwierigkeiten ist, dann müssen wir natürlich sofort handeln und können nicht auf die nächste Grundsatzentscheidung warten.

Es hat also einen Einfluss auf Ihre Liste, wie diese Modulhersteller aufgestellt sind. Schauen Sie auch, inwiefern Garantien eingehalten werden?

Selbstverständlich. Wenn etwa bekannt wird, dass ein Modulhersteller sich bei Gewährleistungsforderungen querstellt, dann werden wir uns auch zweimal überlegen, ihn zu akzeptieren. Sehen Sie, das Kleingedruckte in den Gewährleistungsbedingungen der meisten Modulhersteller ist natürlich schwer durchsetzbar, wenn es hart auf hart kommt. Wer will einen Prozess gegen einen chinesischen Modulhersteller, möglicherweise sogar in China, anstrengen? Gleiches gilt in etwa für die Aussichten, in den USA gegen entsprechende Produzenten vorzugehen. Mal abgesehen von den Unsicherheiten, die sich aus dem Rechtssystem ergeben, ist es bei der Führung eines solches Prozesses, wo man nicht weiß, wie er ausgeht, eine Frage der Zeit und des Aufwands und damit der Verhältnismäßigkeit. Letzten Endes sind Sie immer auf die Kulanz des Modulherstellers angewiesen. Natürlich sehen wir bei etablierten Herstellern, die ihren Namen behalten wollen, eher die Tendenz, Mängel, die ganz offensichtlich auf sie zurückfallen würden, auszugleichen, als bei kleineren Herstellern, bei denen möglicherweise die Anerkennung eines größeren Schadenfalls an die Substanz geht.

Wenn wir noch mal auf die Projektfinanzierung selbst schauen: Welche Auswirkungen haben die Pläne,

monatlich Einspeisetarife zu kürzen und teilweise nicht mehr 100 Prozent der Solarstrommenge zu vergüten?

Diese Pläne machen es etwas komplizierter, aber die Handlungsanforderungen sind eigentlich klar. Sobald die monatliche Absenkung bekannt ist, kann diese natürlich in einer Cashflow-Rechnung berücksichtigt werden. Das führt dazu, dass in den Errichtungsverträgen klare Festlegungen enthalten sein müssen, die berücksichtigen, was geschieht, wenn Fristen nicht eingehalten werden. Denn sobald diese Monatsfrist dann überschritten wird, verringert sich entsprechend der Ertrag und damit die Cashflow-Situation. Dies muss dann wiederum in den Finanzierungsverträgen berücksichtigt werden. Auch zuvor haben wir schon Fristen in den Finanzierungsverträgen bis zum 30. Juni oder 31. Dezember gesetzt. Das werden mit dem neuen EEG dann wohl Monatsfristen werden, was bedeutet, dass die Finanzierungssumme dann möglicherweise monatlich angepasst wird, wenn eine Anlage nicht fristgerecht in Betrieb genommen wird.

Und wie wirkt sich das neue Marktintegrationsmodell aus?

Die nur partielle Vergütung führt zu der Frage, zu welchem Preis und mit welcher Sicherheit der Restanteil vergütet wird. Es gibt ja zwei Möglichkeiten: Entweder Sie nutzen den Strom selbst. Dann ersetzt er gekauften Strom. Dann müssen wir aber auf die Bonität des Abnehmers abstellen, und das können Sie in der Regel nicht auf 15 Jahre. Im Ernstfall müssen wir dann eben diesen Anteil auf null setzen.

Was natürlich letztendlich die komplette Projektfinanzierung wieder deutlich erschwert?

Genauso ist es. Die zweite Möglichkeit ist: Es gibt feste Verträge mit einem Netzbetreiber oder Stromhändler zu vereinbarten Preisen, die dann natürlich auch berücksichtigt werden können.

Haben Sie dazu schon Erfahrungswerte sammeln können oder betreten Sie damit Neuland?

Wir arbeiten bereits auf dem Gebiet der Direktvermarktung mit einzelnen Partnern zusammen. Das ist schon Realität.

Der Bundesrat hat nun die EEG-Novelle erst einmal gestoppt und einen Vermittlungsausschuss angerufen. Was bedeutet das mit Blick auf das zweite Halbjahr und die Entwicklung des Photovoltaikmarktes in Deutschland aus Ihrer Sicht?

Ich vermute, es wird das Wachstum des Photovoltaikmarktes zunächst einmal dämpfen. Denn letzten Endes bedeutet es wieder ein Stückchen Unsicherheit. Wenn wir nicht wissen, bis wann definitiv das Gesetz steht, können wir auch nicht sagen, mit welchen Konsequenzen wir tatsächlich rechnen müssen.

Haben Sie denn Anfragen für Projekte vorliegen, die unter die vorerst gestoppte EEG-Novelle fallen?

Anfragen gibt es, klar. Dennoch beschäftigen wir uns derzeit im Wesentlichen mit Projekten, die sich auf die Fristenregelung berufen, das heißt bis 30. Juni oder 30. September ans Netz gehen werden. Ich bin mir jedoch sicher, dass wir unabhängig von endgültigen EEG-Details weiterhin gute Geschäfte mit dieser umweltschonenden und auch technisch faszinierenden Form der Energieerzeugung machen werden.

Das Interview führte Sandra Enkhardt.


Zitat

„Wenn wir feststellen, dass ein Modullieferant nicht mehr performen kann, müssen wir natürlich sofort handeln.“

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