Direktleitungen als ökonomischer Hebel für große Photovoltaik-Projekte

Mit der jüngsten Änderung des EEG (Paragraf 21b Abs. 2 Satz 2) ist eine zentrale praktische Hürde für Stromlieferungen über Direktleitungen entfallen. Damit lassen sich die meist zur Refinanzierung – in gewissen Umfängen – geförderte Direktvermarktung und sonstige Direktvermarktung deutlich einfacher kombinieren. Diese Änderung ist nicht nur regulatorisch relevant, sondern vor allem ökonomisch: Sie eröffnet Projektentwicklern die Möglichkeit, den Wert ihrer Anlagen deutlich zu steigern.

Nach einer juristischen Betrachtung der neuen Gesetzeslage und ihren Erleichterungen für den konkreten Betrieb von Direktleitungen, beleuchten wir die Wirtschaftlichkeit eines solchen Unterfangens. Letzteres wird durch ein stark vereinfachtes Rechenbeispiel anhand eines fiktiven 80 Megawatt Solarparks illustriert, der die Versorgung an einen industriellen Abnehmer in 1,5 Kilometern Entfernung über eine Direktleitung gewährleistet.

Was die jüngsten Änderungen im EEG konkret für Photovoltaik-Betreiber bedeuten

Zur Absicherung von Bankdarlehen nutzen Betreiber von Photovoltaik-Anlagen – zumindest anteilig – den erzeugten Strom in der geförderten Direktvermarktung (Zahlung der Marktprämie). Gleichzeitig wollen Betreiber häufig einen bestimmten Anteil des erzeugten Stroms über eine Direktleitung an Dritte liefern. Dieses Vorgehen war zwar bereits bisher gesetzlich möglich, allerdings in der Praxis nur schwer umsetzbar.

Der Betreiber einer Direktleitung musste bisher nicht nur gemäß Paragraf 21c Abs. 2 Nr. 3 EEG a.F. die entsprechend aufzuteilenden Stromanteile (Quoten) monatlich vorab bei dem zuständigen Netzbetreiber melden, sondern auch nachweisen, dass er die gemeldeten Quoten nach Paragraf 21b Abs. 2 Satz 1 2. Halbsatz EEG (alte Fassung, a.F.) „jederzeit“ einhält. Dies bedeutete nach Ansicht vieler Netzbetreiber, dass der Betreiber diese Quote sogar in viertelstündlicher Auflösung nachweisen musste. Aufgrund der fluktuierenden Stromerzeugung ließ sich eine derart kleinteilige Quotelung monatlich im Voraus jedoch kaum vorhersagen.

Nunmehr hat der Gesetzgeber mit der letzten EEG-Novelle den Paragraf 21b Abs. 2 durch einen neuen Satz 2 entscheidend geändert.

Demnach dürfen Anlagenbetreiber den in ihren Anlagen erzeugten Strom auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen, ohne jederzeit bestimmte Prozentsätze einhalten zu müssen. Diese Erleichterung gilt, wenn die Betreiber für die Vermarktung des erzeugten Stroms einerseits die Veräußerungsform der geförderten Direktvermarktung (§ 21b Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG) und andererseits die Veräußerungsform der nicht geförderten sonstigen Direktvermarktung (§ 21b Abs. 1 Satz 1 Nr. 4 EEG) wählen. Gleichzeitig hat der Gesetzgeber auch Paragraf 21c Absatz 2 Nr. 3 so angepasst, so dass für die gerade beschriebene Variante eine bestimmte Quote nicht mehr monatlich vorab dem Netzbetreiber gemeldet werden muss.

Diese Änderung erweitert die Möglichkeiten sehr, Stromlieferverträge zu besonders günstigen Preisen abzuschließen und den Strom über Direktleitungen vom Erzeuger an den Endverbraucher zu liefern.

Zwei Effekte, die den ökonomischen Mehrwert bestimmen

Der wirtschaftliche Vorteil einer Direktleitung beruht auf zwei klar identifizierbaren Effekten. Zum einen können sich der Stromerzeuger und -abnehmer die Nettoersparnisse aus dem Wegfall der Netzentgelte teilen. Zum anderen kann die nun freiwerdende Kapazität am Netzanschluss – sofern auch der Stromimport vom Netzbetreiber verfügbar ist – für den separaten Betrieb eines Graustromspeichers verwendet und über ein langfristiges Tolling attraktiv monetarisiert werden.

Effekt 1: Direktleitung als Umsatzhebel

Ausgangspunkt ist ein Photovoltaik-Projekt mit 80 Megawatt Leistung. Aufgrund der Größe des Projektes könnte der Projektentwickler nur für einen Teil der installierten Leistung (aktuell maximal 20 Megawatt) einen Zuschlag im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens der Bundesnetzagentur erhalten und damit einen fixen EEG-Tarif für 20 Jahre sichern. Den restlichen erzeugten Solarstrom müsste er über einen langfristigen Stromliefervertrag (PPA) im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung vermarkten. Hier ist allerdings die Marktlage wenig rosig: Je nach Ausgestaltung kann man hier aktuell mit einem langfristigen Preis von etwa 3,5 Cent pro Kilowattstunde rechnen.

Statt eines marktüblichen PPAs besteht nun die Möglichkeit, den  restlichen Strom an einen Industrieabnehmer in der Nähe der Photovoltaik-Anlage zu verkaufen. Nehmen wir vereinfachend an, dass für den Direktbezug eine 1,5 Kilometer lange, private Kabeltrasse verlegt werden müsste. Der PPA-Preis solle hierbei als „3,5 plus X Cent je Kilowattstunde“ ermittelt werden. Um den Wert X zu ermitteln, errechnet man zunächst die kumulierte Ersparnis einer Direktleitung, die dadurch entsteht, dass man sich über einen längeren Zeitraum (beispielsweise 10 Jahre) die Netzentgelte spart. Von dieser Bruttoersparnis müssen noch die Kosten des Baus der Kabeltrasse abgezogen werden. Schließlich teilt man diese Nettoersparnis durch die gesamte Produktion in diesem Zeitraum, um auf den Wert X zu kommen.

Im Zahlenbeispiel multiplizieren wir die PPA-Jahresproduktion von 60 Gigawattstunden Solarstrom mit dem eingesparten Netzentgelt (inklusive sonstigen „Abgaben“ wie etwa die Offshore-Umlage) von 10,9 Cent pro Kilowattstunde mit zehn Jahren und kommen so auf eine kumulierte Bruttoersparnis von 65,4 Millionen Euro. Davon abgezogen werden müssen noch die Kosten des Baus der Kabeltrasse. Bei 1,5km und bei (großzügigen) 600 Euro pro Meter Baukosten belaufen sich diese Kosten auf: 900.000 Euro.

Der kumulierte Nettovorteil beziffert sich somit auf 64,5 Millionen Euro und wenn dieser durch die 10-Jahresproduktion in Höhe von 600 Gigawattstunden geteilt wird, ergibt sich ein „X“ von 10,75 Cents pro Kilowattstunde.

Je nachdem wie „X“ nun zwischen den beiden Vertragsparteien aufteilt wird, kann der Preis des PPA entsprechend nach oben angepasst werden. Bei einer 25/75-Teilung zugunsten des Abnehmers würde der PPA-Preis von 3,5 Cent/kWh auf 3,5 + 2,7 = 6,2 Cent/kWh, also um 77 Prozent, steigen.

Effekt 2: Freisetzung von Netzkapazität → Batteriespeicher-Tolling als planbarer Zusatz-Cashflow

Am bestehenden Netzanschlusspunkt wird nun Kapazität frei, weil die Energie nun physisch nicht mehr über das öffentliche Netz abgewickelt wird. Diese freigesetzte Netzkapazität kann für ein netzgekoppeltes Batteriespeicher genutzt werden, der seine Erlöse über einen langfristigen Tolling-Vertrag erzielt.

Ökonomisch beschreibt ein Tolling-Modell die Auslagerung des operativen Speicherbetriebs an einen Dritten, etwa einen Trader, Energieversorger oder Aggregator. Dieser nutzt den Batteriespeicher aktiv für Dispatch-Optimierung, Arbitragegeschäfte und gegebenenfalls Systemdienstleistungen. Der Speicherbetreiber selbst übernimmt dabei kein Marktpreis- oder Einsatzrisiko, sondern erhält im Gegenzug eine vertraglich fixierte Vergütung pro installierter Leistungseinheit. Typischerweise handelt es sich um eine feste Zahlung pro Megawatt und Jahr, die je nach Ausgestaltung um variable Komponenten ergänzt werden kann. Der wesentliche Vorteil dieses Modells liegt in der hohen Planbarkeit: Die Erlöse sind weitgehend unabhängig vom Strompreisniveau und ähneln in ihrer Struktur einem Kapazitäts- oder Dienstleistungsvertrag. Dadurch entstehen stabile, finanzierbare Cashflows, die sich gut in Projektfinanzierungen integrieren lassen.

Zur Illustration kann ein Batteriespeicher mit einer Leistung von 50 Megawatt herangezogen werden. Unterstellt man Investitionskosten von rund 600.000 Euro pro Megawatt, ergibt sich ein Gesamt-Capex von etwa 30 Millionen Euro. Aktuell werden für langfristige Tolling-Verträge Vergütungen im Bereich von rund 120.000 Euro pro Megawatt und Jahr für ein 2-Stunden System erzielt. Dies entspricht somit jährlichen Einnahmen von rund 6 Millionen Euro. Über eine Laufzeit von sieben Jahren summiert sich der Tolling-Umsatz damit auf etwa 42 Millionen Euro.

Zieht man von diesen Erlösen die anfänglichen Investitionskosten ab, verbleibt ein vereinfachter, undiskontierter Überschuss von rund 12 Millionen Euro vor Berücksichtigung von Betriebskosten, Degradation, Ersatzinvestitionen und Steuern über den gesamten Betrachtungszeitraum. In Kombination mit einer Direktleitung stellt ein solcher Speicher somit einen eigenständigen Wertbaustein dar, der die Gesamtökonomie eines Photovoltaik-Projekts signifikant verbessert.

Herausforderungen bleiben

Dennoch bleiben für jedes Projekt im Einzelfall noch weitere Themen zu klären. Eine wichtige Herausforderung besteht darin, dass das verlegte Kabel nicht als Bestandteil des öffentlichen Netzes gilt. Nur dann handelt es sich um eine nicht an das öffentliche Netz angebundene Direktleitung und es fallen keine Netznutzungsentgelte an. Es bleiben somit technische und wirtschaftliche Lösungen dafür zu finden, wie sich der sogenannte Differenzstrom beziehen lässt, wenn die Photovoltaik-Anlage keinen Strom produziert. Dabei sollte möglichst dieser Strom möglichst nicht aus dem öffentlichen Netz bezogen werden.

Weiterhin sollte – soweit technisch umsetzbar – eine „direkte“ physikalische Weiterleitung von der Erzeugungsanlage zum Verbrauchsort stattfinden. Eine zusätzliche Herausforderung ergibt sich, wenn Strom vor dem Verbrauch noch in einem Batteriespeicher zwischengespeichert wird. Hier bleibt vor allem sicherzustellen, dass im Batteriespeicher nicht – unfreiwillig – Bezugsstrom aus dem öffentlichen Netz oder sich in der Nähe befindlichen sonstigen Erzeugungsanlagen eingespeist wird. Schließlich bleiben die weiterhin geltenden Verpflichtungen zur Zuordnung des erzeugten Stroms zu bestimmten Veräußerungsformen und den damit verbundenen Meldepflichten gemäß der Paragrafen 21b und 21c EEG zu beachten.

In der Praxis lassen sich die vorgenannten Herausforderungen regelmäßig dadurch auflösen, indem für den konkreten Standort ein maßgeschneidertes und den rechtlichen Rahmenbedingungen entsprechendes Erzeugungs-, Liefer- und Verbrauchskonzept entwickelt wird.

Ausblick

Steigende Netzentgelte, wachsender industrieller Strombedarf (etwa durch Elektrolyseure) und regulatorische Vereinfachungen machen Direktleitungsmodelle zu einem strukturellen Werttreiber. Projekte mit räumlicher Nähe zwischen Erzeugung und Verbrauch entwickeln sich von reinen Erzeugungsassets zu integrierten Energie- und Flexibilitätsplattformen. Für Projektentwickler bedeutet dies höhere Erlöse, zusätzliche Cashflow-Quellen und eine deutlich verbesserte Investorenstory.

Über die Autoren

Markus Behnisch ist Salary-Partner bei , einer in Berlin ansässigen hochspezialisierten Kanzlei im Bereich des Umwelt- einschließlich des Energierechts. Markus Behnisch arbeitet seit 20 Jahren als Rechtsanwalt schwerpunktmäßig im Bereich erneuerbare Energien. Dies betrifft neben einem Schwerpunkt zu Vermarktungs- und energiewirtschaftlichen Fragestellungen auch die Genehmigungsverfahren, die Sicherung von Nutzungsrechten sowie Beratung bei der Finanzierung und Realisierung sowie dem Kauf- und Verkauf von Erneuerbaren-Energien-Projekten.

Baris Serifsoy ist Partner bei Greencap Partners, einer in London ansässigen Corporate Finance- und M&A-Boutique, die sich auf den Sektor der erneuerbaren Energien in Deutschland und anderen europäischen Ländern konzentriert. Baris Serifsoy verfügt über mehr als 20 Jahre Erfahrung im Finanzsektor und war zuvor als Managing Director bei der UBS AG tätig. Er hat an der Goethe-Universität Frankfurt im Bereich Finanzen promoviert und ist Inhaber des CFA Charter.

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