400 Euro je Kilowatt Eigenkapital – das lässt sich einsparen, wenn Entwickler von Batteriespeicherprojekten ihr Vermarktungsmodell klug wählen. Das ist das zentrale Ergebnis eines Whitepapers, das die Frankfurter Finanzberatung Capcora und das Hamburger Technologieunternehmen Suena Energy veröffentlicht haben.
Unter dem Titel "Bankability by Design: Finanzierung und Vermarktungsmodelle für Batteriespeicherprojekte" analysieren beide Unternehmen, welche Faktoren Banken bei der Kreditprüfung von Batteriespeichern tatsächlich bewerten.
Vermarktung wichtiger als Technik
Die Kernbotschaft ist eindeutig: Fremdkapitalgeber bewerten nicht das technische Leistungsvermögen eines Speichers – sie bewerten die Verlässlichkeit künftiger Zahlungsströme. Vier Bereiche entscheiden dabei in Wechselwirkung über die Finanzierbarkeit: technische Grundlagen, regulatorischer Rahmen, Projektwirtschaftlichkeit und kommerzielle Vermarktungsmodelle.
Letztere werden von Banken besonders hoch gewichtet. "Für Banken und andere Kapitalgeber steht nicht das theoretische Erlöspotenzial im Vordergrund, sondern die Frage, wie verlässlich und planbar die künftigen Zahlungsströme eines Projekts sind", sagt Alexander Kuhn, Managing Partner bei Capcora.
Verlässliche Erlöse entscheiden
Wie groß der finanzielle Hebel ist, verdeutlicht eine Fallstudie im Whitepaper. Bei einem vollständig marktabhängigen Modell ohne vertragliche Erlösabsicherung liegt der Eigenkapitalbedarf bei 550 Euro je Kilowatt (kW), die Fremdkapitalquote bei null Prozent.
Ein teilweise fremdfinanziertes Merchant-Modell reduziert den Eigenkapitalbedarf bereits auf 250 Euro je kW bei einer Fremdkapitalquote von 60 Prozent. Den deutlichsten Effekt erzielt ein fünfjähriges Full-Tolling-Modell: Der Eigenkapitalbedarf sinkt auf 150 Euro je kW, die Fremdkapitalquote steigt auf 70 Prozent. Je verlässlicher die Erlöse abgesichert sind, desto mehr Fremdkapital kann ein Projekt aufnehmen.
Full-Tolling
Kurz erklärt:
Beim Full-Tolling-Modell stellt der Speicherbetreiber seine Anlage einem Vertragspartner – etwa einem Energiehändler – für einen festgelegten Zeitraum zur Verfügung. Der Vertragspartner zahlt dafür eine feste Vergütung und übernimmt gleichzeitig das Vermarktungsrisiko. Der Betreiber verzichtet damit auf direkte Erlöse aus dem Strommarkt, erhält aber planbare Einnahmen – was die Anlage aus Sicht von Banken deutlich leichter finanzierbar macht.
Hybridmodelle als Mittelweg
Höhere Finanzierbarkeit geht allerdings nicht automatisch mit höherer Eigenkapitalrendite einher: Vertragliche Absicherung begrenzt die Teilhabe an Preisspitzen auf den Strommärkten. Als strukturellen Ausweg empfehlen Capcora und Suena Energy Hybridmodelle wie den Day-Ahead-Swap, der ein Mindestvergütungsniveau fixiert, während darüber hinausgehende Markterlöse beim Betreiber verbleiben.
"Wer Vermarktungsmodelle bereits früh in die Projektentwicklung integriert, schafft die Grundlage für finanzierbare und wirtschaftlich erfolgreiche Speicherprojekte", sagt Lennard Wilkening, Chief Executive Officer und Co-Founder von Suena Energy. Unklare Schnittstellen zwischen Projektgesellschaft, Errichter und Vermarkter wirken sich dagegen direkt auf Konditionen und Verschuldungsumfang aus – die Weichen werden früh gestellt.
Day-Ahead-Swap
Kurz erklärt:
Beim Day-Ahead-Swap verkauft der Speicherbetreiber seine erwartete Stromproduktion bereits einen Tag im Voraus zu einem festen Preis an einen Vertragspartner. Liegt der tatsächliche Marktpreis am Folgetag darunter, gleicht der Vertragspartner die Differenz aus – der Betreiber ist also nach unten abgesichert. Liegt der Marktpreis darüber, profitiert der Betreiber von der Differenz. Das Modell verbindet damit Planungssicherheit für Banken mit der Möglichkeit, an günstigen Marktphasen teilzuhaben – ohne das volle Preisrisiko zu tragen.
