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Die Post-EEG-Ära: Die Mischung macht’s! Rein rechnerisch erreicht man jetzt schon durch Kombination der beiden Komponenten aus börsengehandeltem Stromtarif von zirka fünf Cent pro Kilowattstunde und Privatkundentarif von 27 Cent pro Kilowattstunde, einen hinreichenden effektiven Tarif. Dies gilt sowohl für kleine Dachanlagen die zur teilweisen Deckung des Eigenverbrauchs verwendet werden, als auch für Freilandanlagen die in eine kommunale, dezentrale Energieversorgung eingebunden sind.

Für Gewerbe- und Industriekunden, die beispielsweise mit größeren Dachanlagen ausgestattet werden können gelten obige Überlegungen in gleicher Weise. Die Rentabilität hängt auch hier vom Referenztarif und dem Umfang des Eigenverbrauchs ab.

Energiespeicher und Stromhandel. Mit einem schrittweisen Auslaufen des EEGs gewinnen sowohl die Energiespeicherung als auch optimale Vermarktungsstrategien an der Strombörse, beziehungsweise eine Kombination von beiden Aspekten, zunehmend an Bedeutung. Die Berücksichtigung beider Aspekte kann einen weiteren Renditebeitrag leisten. Zukünftig könnte sowohl für Privat- als auch für Industriekunden der Einsatz von Batteriespeichern und Wärme- beziehungsweise Kältespeicherung interessant sein. Durch den Aspekt der Speicherung spielt dadurch auch die Elektromobilität eine wichtige Rolle.

Erhöhte Anforderungen an Rendite und Risikoabschätzung

Marktrisiko. Projekte die über eine Laufzeit von 20 und mehr Jahre stabile Erträge liefern sollen, erfordern eine solide Planung und Kalkulation. Wenn Stromtarife und Abnahme der erzeugten Energie nicht mehr staatlich garantiert sind, spielt der Einfluss von potentiellen Ertragsschwankungen, die durch variable Strompreise oder Tarifkonditionen (Laufzeit, Kündigungsrechte) verursacht werden, eine wichtige Rolle.

Kreditrisiko. Neben dem Marktrisiko erfordert auch das Kreditrisiko eine besondere Aufmerksamkeit. Beim Abschluss von Vereinbarungen zum direkten Stromverkauf wie beispielsweise auf einem Industriegelände oder bei der kommunalen, dezentralen Stromversorgung mit langen Vertragslaufzeiten muss ein möglicher Ausfall und der damit verbundene mögliche Verlust berücksichtigt werden.

Operationelle Risiken. Jenseits des EEGs ist ein Anlagenbetreiber größerem Wettbewerb und operationellen Risiken ausgesetzt. Beispielsweise ergeben sich durch die Vermarktung an der Strombörse im Spot- und Terminmarkt ein höherer operativer und regulatorischer Aufwand, höhere Kosten und Risiken. Eine größere Anzahl von Vertragspartnern und die damit verbundenen operativen Schnittstellen und vertragliche Vereinbarungen erhöhen ebenfalls die operativen Risiken.

Bedeutung von Risikomanagement. Mit dem Verlassen der Komfortzone EEG ergeben sich damit höhere Anforderungen an das Risikomanagement, sowohl in der Planungs- und Bauphase einer Anlage, als auch im Betrieb.

Durch Szenarioanalyse und Stresstesting kann der Einfluss widriger Ereignisse und die Auswirkung entsprechender Maßnahmen evaluiert werden. In der Konsequenz sind gegenüber EEG-subventionierten Projekten zusätzliche Sicherungsmechanismen wie Rücklagen, angepasste Fremdkapitalquoten, Sicherungsgeschäfte (Hedging), Kreditausfallversicherungen und die Wirkungsweise von Sicherheiten zu untersuchen.

Im Einzelnen müssen die Wirkungsweise und die Kosten entsprechender Sicherungsmechanismen gegeneinander abgewogen werden.

Schlussbemerkung

Die Analyse illustriert, dass sich in Zukunft jenseits des EEGs auch weiterhin attraktive Renditen für PV-anlagen erzielen lassen. Die veränderten Bedingungen erfordern jedoch sowohl auf der Seite der Eigen- und Fremdkapitalinvestoren, als auch bei der Projektenwicklung eine solide Planung und Analyse. Ein ausgefeiltes Cashflow-Modell zur Bewertung, Optimierung und Risikomanagement ist hier von zentraler Bedeutung.