Expertenbefragung. Photovoltaik. Finanzierungsusancen und Marktperspektiven

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1 FINANCE-Studien Marktforschung für Finanzchefs Expertenbefragung Photovoltaik Finanzierungsusancen und Marktperspektiven

2 IMPRESSUM Juli 2010 Haftungsausschluss Alle Angaben wurden sorgfältig recherchiert und zusammengestellt. Für die Richtigkeit und Vollständigkeit des Inhalts sowie für zwischenzeitliche Änderungen übernehmen Redaktion, Verlag und Sponsor keine Gewähr FINANCE-Research V.i.S.d.P. FINANCIAL GATES GmbH Mainzer Landstraße 199, Frankfurt am Main HypoVereinsbank Corporate Banking Member of UniCredit Group Unicredit Bank AG Am Tucherpark 16, München ISBN-13: Alle Rechte vorbehalten, auch die der fotomechanischen Wiedergabe und der Speicherung in elektronischen Medien. Projektleitung und Redaktion Datenerhebung Gestaltung und Satz Korrektur Druck & Verarbeitung Andreas Knoch (FINANCE-Research) Andreas Knoch (FINANCE-Research) Daniela Seidel (FINANCIAL GATES GmbH) Juliane Streicher, Anna-Luise Knetsch (F.A.Z.-Institut) Boschen Offsetdruck GmbH, Frankfurt am Main

3 Inhalt 1 Vorwort 4 2 Executive Summary 5 3 Photovoltaik: Branche im Fokus Wachstum trotz Krise Förderung auf dem Prüfstand Netzparität in Teilmärkten erreicht 12 4 Finanzierungsusancen Projektfinanzierung als dominierendes Konzept Finanzkrise und gefühlte Kreditklemme Projektrisiken werden stärker gewichtet Kreditprozesse halten auf Höhere Risiken im Ausland Leasing als alternative Finanzierungsmöglichkeit 23 5 Technologie & Komponenten Überkapazitäten verursachen Preisrutsch bei Photovoltaikmodulen Preisdruck bei Photovoltaikmodulen hält an Dünnschichttechnologie verliert an Wettbewerbsfähigkeit Wechselrichter: Die Bedeutung im Gesamtpaket Solarpark steigt Knackpunkt Leistungs- und Produktgarantien 33 6 Perspektiven einer Wachstumsbranche Deutschland: Es bleibt sonnig Auslandsmärkte mit Potential 38 Die Studienteilnehmer 41 Abkürzungsverzeichnis 42 Ansprechpartner 43 FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 3

4 Vorwort Sind erneuerbare Energien die Energieversorgung der Zukunft? Die an dieser Stelle vor drei Jahren aufgeworfene Frage lässt sich inzwischen ganz klar mit ja beantworten. Getrieben vom wachsenden Hunger nach Energie auf der einen Seite und dem immer deutlicher sichtbar werdenden Klimawandel auf der anderen Seite, wird massiv in den Ausbau von umweltverträglichen Energien investiert. Um das vom Europäischen Rat beschlossene Ziel eine Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch der EU auf 20 Prozent bis 2020 zu erreichen, wird das Wachstum anhalten. In Deutschland lag der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung 2009 bei rund 16 Prozent. Wir sind also auf einem guten Weg. Und das nicht nur in Sachen Energiewende. Erneuerbare Energien leisten längst auch einen bedeutenden Beitrag als Wirtschaftsfaktor. Mehr als Menschen haben in der Branche einen vergleichsweise krisenfesten Job gefunden. Trotzdem sind erneuerbare Energien nicht unumstritten. Vor allem die Photovoltaikbranche steht wegen der relativ hohen Fördersätze und der vergleichsweise schwachen Effizienz im Zentrum der öffentlichen Debatte. Dazu beigetragen haben die enormen Wachstumsraten im vergangenen Jahr trotz Wirtschaftskrise und angespannter Fremdkapitalmärkte. Doch wie geht es weiter? Und wie bewertet die Branche selbst die sich abzeichnenden Trends? Im Rahmen dieser Studie geben Branchenexperten Antworten auf diese und weitere Fragen. Die Erfahrungen und Einschätzungen sind auch aus Bankensicht wertvoll. Denn die Kunden erwarten von der finanzierenden Bank, dass sie ihre mitunter sehr komplexen Projekte versteht. Schon vor Jahren haben wir deshalb unser Know-how in zwölf Kompetenzzentren bundesweit gebündelt. Zusammen mit der Expertise in den verschiedenen Landesgesellschaften innerhalb der UniCredit Group können wir Kunden nun auch auf den attraktiven Solarmärkten in Italien und in Zentral- und Osteuropa begleiten. Die Ergebnisse lassen sich sehen: Unser Portfolio im Bereich erneuerbarer Energien ist inzwischen milliardenschwer. Das dynamische Marktwachstum in der Photovoltaikbranche wollen wir weiterhin als verlässlicher Finanzierungspartner begleiten. Auch in schwierigen Zeiten. Die Branche entwickelt sich permanent weiter und mit ihr die Ansprüche an die finanzierende Bank eine Herausforderung, der wir uns gerne stellen, da man nach unserem Verständnis für Projekte im Bereich erneuerbare Energien mehr braucht als nur Kapital. Ich möchte den Unternehmensvertretern und anderen Experten dafür danken, dass sie uns einen teilweise sehr persönlichen Einblick in ihre Unternehmen und ihre Ansichten gewährt haben. Ohne ihre Unterstützung und das uns entgegengebrachte Vertrauen wäre diese Studie nicht möglich gewesen. Eine spannende und aufschlussreiche Lektüre wünscht Ihnen Lutz Diederichs Vorstand Corporate & Investment Banking der HypoVereinsbank 4 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

5 2 Executive Summary Der Studie liegen Tiefeninterviews mit Experten aus der Photovoltaikbranche zugrunde. Die Auswahl der Interviewpartner repräsentiert einen Querschnitt der verschiedenen Wertschöpfungsstufen angefangen von den Modulherstellern über Projektierer bis hin zu den Finanzierungspartnern. Inhalt der Befragung waren zum einen die Usancen bei der Finanzierung von Photovoltaikprojekten. Dabei lag der Schwerpunkt auf dem Thema Projektfinanzierung, dem dominierenden Finanzierungskonzept in der Branche. Zum anderen wurden die Experten zu ihrer Einschätzung hinsichtlich der Perspektiven der Photovoltaik in Deutschland und im benachbarten Ausland befragt. Die wesentlichen Markteinschätzungen, die sich aus der Studie ergaben, sind im Folgenden kurz zusammengefasst. Parallel und in Ergänzung zu der hier vorliegenden Studie hat die HypoVereinsbank das Hamburgische Weltwirtschaftsinstitut (HWWI) mit einer Studie über die Perspektiven der Stromversorgung in Deutschland beauftragt. Ausgewählte Textpassagen, Prognosen und Statistiken der HWWI-Studie zu erneuerbaren Energien finden sich im Text wieder 1). Die Perspektiven der Photovoltaik: Das meinen die Branchenexperten Photovoltaik ist hierzulande sowohl ein Hersteller- als auch ein Betreiberthema. Obwohl fünf der weltweit zehn größten Photovoltaikkraftwerke in Deutschland stehen, liegt die Zukunft 1) Power für Deutschland Energieversorgung im 21. Jahrhundert, Herausgeber: HypoVereinsbank, Juli 2010, Hamburg. der Branche nach Meinung der Experten im Ausland. Vor allem für große Freilandanlagen bieten südlicher gelegene Regionen, wie in Europa beispielsweise Italien, mit ihrer viel höheren Globalstrahlung deutlich bessere klimatische Rahmenbedingungen als Deutschland und werden daher verstärkt Investitionen anziehen. Aber auch in Deutschland werden die Zuwachsraten hoch bleiben. Hierzulande setzt die Branche vor allem auf Dachanlagen. Sie zeichnen für rund 80 Prozent der installierten Leistung verantwortlich. Da die Preise für Photovoltaiksysteme im vergangenen Jahr kräftig einbrachen und infolgedessen attraktive Renditen zu erzielen waren, explodierte der Zubau von Photovoltaikanlagen trotz Finanzkrise und schwierigen Finanzierungsbedingungen. Die hohe Zubaurate 2009 zeichnet denn auch für eine primär gefühlte Kreditklemme bei Projektfinanzierungen verantwortlich. Schwierig war und ist der Kapitalzugang im Grunde nur bei großvolumigen Projekten. Gleichwohl hat die Finanzkrise die Usancen bei Projektfinanzierungen im Bereich erneuerbarer Energien beeinflusst: Investoren müssen sich auf eine höhere Gewichtung der Projektrisiken und längere Kreditprozesse einstellen. Darüber hinaus sind durch den Ausfall von Akteuren im Projektfinanzierungsgeschäft bzw. durch Fusionen und Übernahmen die Anzahl der Finanzierungspartner und damit das mögliche Finanzierungsvolumen per se rückläufig. Die noch verbliebenen Institute verlangen im Vergleich zu den Konditionen von vor der Krise durchweg höhere Margen und Fees. FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 5

6 3 Photovoltaik: Branche im Fokus 3.1 Wachstum trotz Krise Trotz der in Teilmärkten erheblichen negativen Auswirkungen der Finanz- und Wirtschaftskrise ist der weltweite Photovoltaikmarkt im vergangenen Jahr um rund 15 Prozent oder 7,2 Gigawatt gegenüber 2008 gewachsen. Global betrug die kumulierte Photovoltaikleistung Ende 2009 knapp 23 Gigawatt. Das Wachstum ist vor allem der Entwicklung des deutschen Marktes geschuldet: Der Bundesnetzagentur sind 2009 neu installierte Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 3,8 Gigawatt gemeldet worden fast doppelt so viel wie im Jahr zuvor. Rund 1,5 Gigawatt davon entfielen allein auf den Monat Dezember. Kumuliert sind in Deutschland damit Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 9,8 Gigawatt installiert. Der deutsche Photovoltaikmarkt zeichnete damit für rund die Hälfte des weltweiten Photovoltaikmarktes verantwortlich. Neben Deutschland entwickelte sich 2009 auch der italienische Markt sehr positiv. Mit einer neu installierten Leistung von 730 Megawatt lag Italien im vergangenen Jahr europa- und weltweit auf Platz 2. Ein dramatischer Einbruch war dagegen in Spanien feststellbar: 2008 noch Photovoltaikweltmeister mit einer neu installierten Leistung von 2,6 Gigawatt, schrumpfte die Zahl wegen der Folgen der Finanzkrise und einer schärferen Regulierung auf 69 Megawatt im laufenden Jahr. Außerhalb Europas stechen 2009 Japan und die USA mit hohen Zubauzahlen heraus. Der japanische Markt profitierte vom Relaunch und der Neueinführung von Förderprogrammen vor allem für kleine Photovoltaikanlagen. Net Metering ist ein Instrument, mit dem Strom aus Photovoltaikanlagen in Japan gefördert wird. Dabei wird der ins Netz eingespeiste Strom mit dem aus dem Netz bezogenen Strom verrechnet. Die größten PV-Märkte 2009 (Zubau in Megawatt) Die größten PV-Märkte 2008 (Zubau in Megawatt) Kanada 70 MW China 160 MW Südkorea 168 MW Frankreich 185 MW Belgien 292 MW Tschechien 411 MW USA 477 MW Restliche Welt 423 MW Gesamt MW Deutschland MW Belgien 50 MW Portugal 50 MW Tschechien 51 MW Japan 230 MW Italien 258 MW Südkorea 274 MW USA 338 MW Restliche Welt 432 MW Gesamt MW Spanien MW Japan 484 MW Italien 730 MW Deutschland MW Quelle: European Photovoltaic Industry Association Quelle: European Photovoltaic Industry Association 6 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

7 Die Photovoltaik im Vergleich zu anderen regenerativen Energiequellen (Deutschland; 2009; in Prozent, bezogen auf den Gesamtbereich erneuerbare Energien) Anteil Investitionen Anteil Beschäftigung Anteil Stromerzeugung Photovoltaik Biomasse Windenergie Geothermie Wasserkraft 3 20 Quellen: BMU, HWWI In den USA dominieren dagegen große Freiflächenanlagen den Markt. Das Geschehen konzentriert sich vor allem auf den Sonnenstaat Kalifornien. Deutschland ist aber nicht nur im weltweiten Vergleich der Photovoltaikmärkte der Primus. Auch im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien hierzulande verzeichnete die Photovoltaik die höchsten Wachstumsraten. Die 2009 installierte Photovoltaikleistung von 3,8 Gigawatt ist genau doppelt so hoch wie die aller neu errichteten Windkraftanlagen in Deutschland. Trotz des hohen Zuwachses spielt die Branche hierzulande wegen der ungünstigen klimatischen Gegebenheiten aber (noch) eine sehr kleine Rolle. So leistet die Photovoltaik den kleinsten Beitrag zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, während ihr Anteil an den Investitionen im gesamten Bereich der erneuerbaren Energien am höchsten ist. Vor allem im Vergleich mit der Windkraft dürfte sich das Verhältnis langfristig nicht nennenswert verschieben. Die Bundesregierung hat in ihrem Kabinettsbeschluss für die aktuelle Gesetzesnovelle zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf die jüngsten Entwicklungen reagiert und neue Ausbauziele für die Photovoltaik festgelegt. Diese Ziele sollen nicht deutlich überschritten werden, um die von den Stromverbrauchern aufzubringenden Mehrkosten im Rahmen zu halten (EEG-Differenzkosten). Bis 2020 liegt das Zubauziel bei FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 7

8 Stromerzeugung aus Photovoltaik in Deutschland (1999 bis 2009; in Gigawattstunden) Photovoltaik (linke Skala) Anzahl Arbeitsplätze in der deutschen Photovoltaikbranche (rechte Skala) Quellen: BMU, HWWI 42 Gigawatt. Bis 2030 gibt es ein Zubauziel von 65 Gigawatt, zu dem die bis Ende 2009 installierte Leistung von knapp 10 Gigawatt hinzugerechnet werden muss in der Summe also 75 Gigawatt. Die Ziele implizieren einen durchschnittlichen Zubau im Zeitraum 2010 bis 2020 von 3,0 Gigawatt p.a. und von 3,5 Gigawatt p.a. zwischen 2020 und Mit diesen Korrekturen, heißt es, könne der Anstieg der EEG-Differenzkosten auf durchschnittlich 3,4 Milliarden Euro pro Jahr begrenzt werden. Die Gesamtsumme zwischen 2010 und 2030 wird mit 67,5 Milliarden Euro angegeben. Nicht mehr vergütungsrelevante Photovoltaikanlagen (nach 20 Jahren EEG-Förderung) sind in den Berechnungen nicht berücksichtigt. Es wird quasi unterstellt, dass diese außer Betrieb genommen wurden, auch wenn sie technisch für den Eigenbedarf und gegebenenfalls auch für die Einspeisung zu Marktpreisen weiter verfügbar sein können. Nach Untersuchungen des Institute for Sustainable Solutions and Innovations (isusi) würde eine Photovoltaikstromleistung von 75 Gigawatt an sonnenreichen Tagen ausreichen, um die gesamte Stromnachfrage (Last) in Deutschland zu decken. 8 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

9 3.2 Förderung auf dem Prüfstand Erneuerbare Energieträger werden mittel- bis langfristig eine wesentliche Rolle für die Energieversorgung spielen. So hat sich die Bundesregierung in den Ende August 2007 veröffentlichten Meseberger Beschlüssen das Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2020 ein Drittel und bis 2050 mindestens die Hälfte der Strombereitstellung über erneuerbare Energien abzudecken. Neben der Umweltverträglichkeit (weitgehend CO 2 -neutrale Energieerzeugung) spielt auch die Verringerung der Abhängigkeit Deutschlands von Rohstoffimporten eine wesentliche Rolle. Die Erzeugung regenerativer Energie muss in Deutschland noch finanziell gefördert werden, um wettbewerbsfähig zu sein. Den rechtlichen Rahmen hierfür bildet das im Jahr 2000 eingeführte EEG, das inzwischen von rund 50 Staaten als Vorbild für ihre eigenen Förderinstrumente herangezogen wird. Die Netzbetreiber sind gemäß dem EEG dazu verpflichtet, Strom aus erneuerbaren Energien vorrangig in das Stromnetz einzuspeisen und dem Erzeuger die gelieferte Menge an Strom zu gesetzlich vorgeschriebenen Sätzen über 20 Jahre fix zu vergüten. Diese Sätze sind degressiv gestaffelt, da die zu erwartenden Effizienzsteigerungen durch technischen Fortschritt zu einer Kostenreduktion bei der Herstellung von Strom aus erneuerbaren Energien führen sollen. Marktwachstum und Förderprogramme bilden dabei ein heikles Gleichgewicht. Weil die Vergütungssätze auf die Stromverbraucher umgewälzt werden, wirken sie strompreiserhöhend. Nach der bundesweiten Vereinheitlichung zum Jahreswechsel 2009/10 stieg die EEG-Umlage von durchschnittlich 1,20 Cent pro Kilowattstunde auf 2,05 Cent. Das entspricht aktuell einem Anteil von knapp 9 Prozent am Haushaltsstrompreis (rund 23 Cent pro Kilowattstunde). Die höheren Stromkosten können aber über die CO 2 -Reduktion und die damit verbundene Absenkung der Kosten des Klimawandels, über die vermiedenen Importe von Gas, Kohle und Uran sowie über höhere Steuereinnahmen durch den Staat gerechtfertigt werden ( solare Dividende ). Der stürmische Ausbau der Photovoltaik im vergangenen Jahr hat den von der Bundesregierung 2008 langfristig vorgegebenen Wachstumskorridor von 1,5 Gigawatt p.a. aber deutlich überschritten. Selbst die gemäß EEG-Regelung greifende höhere Basisdegression hätte 2010 nicht genügt, um wieder ein angemessenes Gleichgewicht zwischen Preis und Vergütung zu erreichen. Um eine noch stärkere Überhitzung des Marktes zu verhindern, sollen die Einspeisetarife neben der regulären Degression zum Jahreswechsel 2009/10 zum 1. Juli 2010 deshalb erneut gesenkt werden. Je nach Anwendung sind Abschläge zwischen 11 und 16 Prozent vorgesehen, für Ackerflächen soll die Förderung ganz entfallen. Zwar ist die Förderkürzung zur Jahresmitte auf Intervention der Bundesländer hin vorerst gestoppt, allerdings könnten die Kürzungen auch rückwirkend zum 1. Juli 2010 greifen. Da der Bundesrat nicht zustimmungspflichtig ist, kann er das Verfahren nicht gänzlich aufhalten. Ein Kompromiss zwischen Bund und Ländern ist wahrscheinlich. Die Forderung der Länder lautet, die zusätzliche Kürzung der Einspeisetarife auf 10 Prozent zu deckeln. An der langfristigen Planungssicherheit für Investoren ändern diese Diskussionen gleichwohl nichts. FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 9

10 Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen in Deutschland Seit dem 1. Januar 2010 Ab dem 1. Juli 2010 geplant Anlagengröße Vergütung in Cent/kWh Vergütung Netzeinspeisung in Cent/kWh Vergütung Eigenverbrauch in Cent 0 30 kw 39,14 32,88 ( 16 Prozent) 40,88 (20,88 + Stromersparnis 20 Cent/kWh) kw 37,23 31,27 ( 16 Prozent) 39,27 (19,27 + Stromersparnis 20 Cent/kWh) kw 35,23 29,59 ( 16 Prozent) 37,59 (17,59 + Stromersparnis 20 Cent/kWh) ab kw 29,37 24,67 ( 16 Prozent) Freiflächen 28,43 Freiflächen (sonstige) 24,16 ( 15 Prozent) Freiflächen (Konversion) 25,30 ( 11 Prozent) Freiflächen (Äcker) keine Vergütung Quelle: IBC Solar Solarstrom, der selbst verbraucht wird (Eigenverbrauch), wird um 8 Cent höher vergütet als ins Netz eingespeister Strom. Das gilt für Anlagen bis zu einer Größe von 500 Kilowatt und einem Mindesteigenverbrauch von 30 Prozent. Zum Jahreswechsel 2010/ 2011 gilt die reguläre Degression gemäß EEG von 9 Prozent. Übersteigt der Zubau Megawatt, steigt die Degression je Anlagengrößenklasse um 1 Prozent, übersteigt der Zubau Megawatt steigt sie um jeweils 2 Prozent. Als Beobachtungszeitraum werden die Monate Juni bis September herangezogen. Der Zubau in diesem Zeitraum wird mit drei multipliziert. Das Bundesumweltministerium begründet die Kürzung der Einspeisetarife für Photovoltaikstrom außer mit den höheren Zubauzahlen und den damit verbundenen höheren Kosten für die Verbraucher auch mit den deutlich gesunkenen Preisen für Solarmodule. Zwar sind die Systemkosten nicht ganz so stark gesunken, dennoch konnten Investoren an guten Standorten in Deutschland Renditen erzielen, die deutlich über das Niveau hinausgingen, das nach Meinung des Bundesumweltministeriums für einen Kaufanreiz erforderlich gewesen wäre. Inzwischen lassen sich fertig installierte Photovoltaikanlagen bereits zu Preisen von 2 Millionen Euro pro Megawatt erstellen. Der Bundesverband Solarwirtschaft rechnete bei den für 2009 geltenden Vergütungssätzen noch mit Systemkosten von rund 4 Millionen Euro pro Megawatt und einer rund 6-prozentigen Investorenrendite. Vor diesem Hintergrund haben sich Spielräume für eine zusätzliche Absenkung der Vergütung ergeben, die, so heißt es in der Branche hinter vorgehaltener Hand, auch deutlich höher hätte ausfallen können. Unter dem Strich kann die Branche die im Raum stehenden Förderkürzungen gut verdauen. Mit einer Ausnahme: Freilandanlagen auf Ackerflächen. Bleibt es bei der kompletten Streichung der Förderung, werden große Freiflächensolarparks hierzulande nicht mehr machbar sein. Politisch ist das durchaus gewollt, und auch in der Branche selbst gibt es 10 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

11 Stimmen, die riesige Freiflächensolarparks in Deutschland kritisch sehen. Mitfinanziert vom kleinen Stromkunden, könnten solche Anlagen den Rückhalt der Photovoltaikbranche in der Bevölkerung aufs Spiel setzen und so die Einnahmensicherheit der gesamten Solarwertschöpfungskette gefährden. Widerstände gegen große Solarprojekte auf Ackerflächen sind inzwischen keine Einzelfälle mehr. FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 11

12 3.3 Netzparität in Teilmärkten erreicht Vor dem Hintergrund der bereits erfolgten und künftig zu erwartenden Kosten- und Preisreduktion steuert die Photovoltaik in Riesenschritten auf die Netzparität zu. Netzparität (Grid Parity), wie sie im Rahmen dieser Studie verstanden wird, ist erreicht, wenn der Strom aus Photovoltaikanlagen zu Kosten angeboten werden kann, die den Endkundentarifen im Niederspannungsnetz entsprechen. In sonnenreichen Teilmärkten mit hohen Globalstrahlungswerten und hohen Strompreisen ist das bereits erreicht. Hierzulande liegen die Preise für Photovoltaikstrom, je nach Standort und Größe der Anlage, noch zwischen 25 und 70 Prozent über dem durchschnittlichen Haushaltsstrompreis. Bleibt es bei den angekündigten Förderkürzungen zum 1. Juli 2010, wäre die Netzparität bei Freiflächen- und großen Dachanlagen aber schon mit der Basisdegression zum Jahreswechsel 2010/11 erreicht. Mit den weiter steigenden Strompreisen, so die Meinung der Marktteilnehmer, dürfte in den anderen Photovoltaiksegmenten spätestens 2012/13 ebenfalls Netzparität erreicht sein. Auswirkungen auf das Wachstum dürfte das Erreichen der Netzparität aber allenfalls im Bereich der privaten Aufdachanlagen haben. Globalstrahlungswerte ausgewählter Standorte in Deutschland (2009; in kwh/m 2 ) Freiburg München Stuttgart Frankfurt am Main Berlin Köln Hamburg Leipzig Straßkirchen 1) Puertollano 2) ) Straßkirchen in Bayern: Standort des mit einer Leistung von 54 Megawatt weltweit zweitgrößten Photovoltaikkraftwerks 2) Zum Vergleich Puertollano in Spanien: Standort des mit einer Leistung von 50 Megawatt weltweit fünftgrößten Photovoltaikkraftwerks Quellen: Deutscher Wetterdienst, FINANCE 12 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

13 4 Finanzierungsusancen 4.1 Projektfinanzierung als dominierendes Konzept Die zunehmende Komplexität von Erneuerbare- Energien-Projekten, die steigenden Investitionsvolumina und der erhöhte Koordinationsbedarf haben die Entwicklung individueller Finanzierungskonzepte mit angepassten Organisationsstrukturen notwendig gemacht. In diesem Zusammenhang ist die Projektfinanzierung zu einer etablierten Finanzierungsmethode geworden, bei der die Investitionskosten einer Wirtschaftseinheit, ihre Betriebskosten und der Schuldendienst für aufgenommene Fremdmittel von dieser selbst erwirtschaftet werden. Der Grundgedanke der Projektfinanzierung ist die Fokussierung auf die zukünftigen Cashflows des Projekts als primäre Rückzahlungsquelle für externe Kapitalgeber. Im Gegensatz zur klassischen Fremdfinanzierung wird bei der Ausreichung der Finanzierungsmittel also nicht auf die Bonität der Wirtschaftseinheit abgestellt, sondern allein auf die erwartete Projektwirtschaftlichkeit. Diese wird nach besonderen Bankstandards geprüft. Voraussetzungen sind belastbare Projektverträge und eine darauf basierende Wirtschaftlichkeitsberechnung mit entsprechenden Sensitivitäten, ein günstiger und stabiler gesetzlicher Rahmen, kalkulierbare und auskömmliche Renditen sowie ein solides technisches Konzept. Für die finanzierende Bank bedeutet dies aber auch, das Projekt zu verstehen, um die mitunter komplexe Materie objektiv beurteilen zu können. Der Aufbau entsprechender Kompetenzen im Bereich erneuerbarer Energien ist damit elementar. Finanziers können zusätzliche Rückgriffsrechte (Recourse) der Kreditgeber gegenüber den Eigenkapitalgebern vereinbart werden. Bei der Finanzierung von Photovoltaikprojekten ist das aber die Ausnahme. Klassische Non-Recourse- Finanzierungen, also ohne zusätzliche Rückgriffsrechte der Finanziers, dominieren. Die Grundlage für Projektfinanzierungen im Bereich der erneuerbaren Energien sind staatliche Förderprogramme, überwiegend in Form garantierter Einspeisetarife, die langfristige Investitionssicherheit gewährleisten. Das in Deutschland gültige EEG beispielsweise garantiert den Betreibern von Photovoltaikanlagen einen festen Vergütungssatz für den erzeugten Strom im Jahr der Inbetriebnahme und 20 weitere Jahre, der sich an den Erzeugungskosten orientiert und so einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen ermöglicht. Für neu installierte Anlagen sinkt der Satz jährlich um einen bestimmten Prozentsatz (Degression), um einen Anreiz für Kostensenkungen zu schaffen. Die damit verbundene Sicherheit auf der Absatzseite ermöglichte erst, dass sich Banken in den vergangenen Jahren massiv bei der Finanzierung von Photovoltaikprojekten engagiert haben. In Abhängigkeit von der projektspezifischen Risikosituation und der Risikobereitschaft der FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 13

14 4.2 Finanzkrise und gefühlte Kreditklemme Mit der Finanzkrise haben aber auch Investitionen in Photovoltaikprojekte in den vergangenen beiden Jahren einen Dämpfer bekommen. Seitdem erweist sich die Beschaffung von Fremdkapital als eine zunehmende Herausforderung. Vor allem langfristige Ausleihen mit mehr als zehn Jahren Laufzeit sind von vielen Finanzinstituten wegen massiver Verluste und limitierter Eigenkapitalbasen heruntergefahren worden. Einige größere Player im Projektfinanzierungsgeschäft wie Royal Bank of Scotland, Wachovia, GE Capital oder Metlife fielen sogar ganz aus oder haben ihre Investitionen in Photovoltaikprojekte temporär eingefroren. Im Ergebnis hat sich das Finanzierungsumfeld gegenüber der Situation von vor der Finanzkrise in einigen Punkten spürbar geändert. Durch den Ausfall von Akteuren im Projektfinanzierungsgeschäft bzw. durch Fusionen und Übernahmen (z.b. Commerzbank/Dresdner Bank) sind die Anzahl der Finanzierungspartner und damit das mögliche Finanzierungsvolumen per se rückläufig. Die noch verbliebenen Institute verlangen im Vergleich zu den Konditionen von vor der Krise durchweg höhere Margen und Fees. Allerdings kann das historisch betrachtet auch als Rückkehr zur Normalität verstanden werden. Schließlich hat die Margenkompression der Vorjahre im Kreditgeschäft der Banken auch vor Projektfinanzierungen nicht Halt gemacht. Darüber hinaus hat sich gezeigt, dass sich viele Banken bei Finanzierungszusagen für Photovoltaikprojekte verstärkt auf Kernmärkte konzentrieren. Es wird nicht mehr jedes Projekt in jedem Land finanziert. Hintergrund dafür ist zum einen der im Zuge der Finanzkrise allgemein zu beobachtende Rückzug auf den Heimatmarkt im Kreditgeschäft der Banken. Zum anderen spielen aber auch die in vielen Jurisdiktionen vorgenommenen Anpassungen der staatlichen Förderprogramme eine Rolle. Dies hat dazu geführt, dass Banken mit Finanzierungszusagen vor allem in der Projektionsphase sehr zurückhaltend agieren und diese nur gewähren, wenn vom Projektierer entsprechende Sicherheiten gestellt werden (z.b. Eigenkapital). Exemplarisch dafür ist der spanische Markt, der nach dem exzessiven Zubau 2008 im Jahr darauf in der Bedeutungslosigkeit verschwand. Auch hinsichtlich der Höhe der Finanzierungszusagen und der Strukturierung gibt es Unterschiede gegenüber den Jahren vor der Finanzkrise. Typischerweise binden Sponsoren während eines Projektentwicklungsprozesses eine oder mehrere Banken als Lead Manager bzw. Lead Arranger an sich. Diese verpflichten sich, im Erfolgsfall das benötigte Fremdkapital zur Verfügung zu stellen. Momentan ist aber kaum eine Bank bereit, das Underwritingrisiko einzugehen. Großvolumige Finanzierungen lassen sich zurzeit nur über Clubdeals oder Konsortien auf die Beine stellen, wobei die gezeichneten Tranchen zumeist nicht über 50 Millionen Euro liegen. Dabei erfolgt die Zusammenarbeit mit anderen Banken in der Regel sehr selektiv. Man prüft genau, auf welchen Konsortialpartner man sich einlässt. Das erhöht die Komplexität des Projektentwicklungsprozesses, da es nun nicht nur wenige Lead Arranger gibt, sondern ein ganzes Bankenkonsortium koordiniert werden muss. Auch wenn das große Bild von schwierigeren Finanzierungsbedingungen im Zuge der Finanzkrise stimmig ist, muss man vor allem in 14 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

15 Deutschland differenzieren. So ist der deutsche Photovoltaikmarkt selbst im Krisenjahr 2008 um stolze 70 Prozent gewachsen. Das entspricht einem Zubauvolumen von zwei Gigawatt. Im Jahr darauf, 2009, hat sich das Zubauvolumen noch einmal fast verdoppelt auf insgesamt 3,8 Gigawatt. Es stimmt zwar, dass die Finanzierungszusagen den in den jeweiligen Jahren ans Netz gegangenen Photovoltaikanlagen zeitlich vorauslaufen. Auch haben Energieversorger verstärkt die Finanzierung von Projekten übernommen. Zudem wurden viele Anlagen zuletzt stärker durch Eigenkapital finanziert. Insbesondere Versicherungen und Pensionskassen treten wegen des niedrigen Zinsniveaus verstärkt als Eigenkapitalgeber auf, da die langfristig sicheren und vergleichsweise hohen Renditen von Photovoltaikinvestments ideal in die ebenfalls langfristige Verbindlichkeitenstruktur passen. Dennoch zeigen die Zahlen, dass von einem generellen Finanzierungsengpass hierzulande keine Rede sein kann. Zumal auch am Ende dieses Jahres erneut Rekordzahlen vermeldet werden dürften. Der Grund für die gefühlte Kreditklemme bei Photovoltaikprojekten in Deutschland liegt vielmehr an der explodierenden Nachfrage nach Finanzierungen. Vor allem im letzten Quartal 2009, so ist aus den Banken zu hören, wurden den Finanzierungsabteilungen die Türen eingerannt. Und so verwundert es nicht, dass einzelne Institute über Absagequoten für Finanzierungsanfragen von 90 Prozent berichten. Das trifft hauptsächlich Newcomer im Projektgeschäft, die gegenüber den Banken keinen Track-Record aufweisen können. Unternehmen mit langjährigen Erfahrungen und gewachsenen Beziehungen zu Finanzierungspartnern nehmen dagegen kaum Finanzierungsprobleme wahr. Unter dem Strich lässt sich eine allgemeine Kreditklemme für Photovoltaikprojekte hierzulande also nicht verifizieren, auch wenn das im Einzelfall natürlich anders beurteilt wird. Generell profitiert der deutsche Photovoltaikmarkt von seinem Reifegrad und von der Tatsache, dass viele Banken hierzulande die Finan- Rückenwind vom Kapitalmarktzins (Umlaufrendite; Deutschland) 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2, Quelle: Bundesbank FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 15

16 KfW-Programm Erneuerbare Energien & KfW-Sonderprogramm Projektfinanzierung Im Rahmen des KfW-Programms Erneuerbare Energien sind Investitionen in Photovoltaikanlagen unter den Standardbedingungen förderbar. Gefördert werden die Errichtung, der Erwerb oder die Erweiterung solcher Anlagen. Nicht gefördert wird der Erwerb gebrauchter Anlagen. Nicht gefördert werden auch die Errichtung, der Erwerb oder die Erweiterung von Photovoltaikanlagen im Rahmen von Leasing. Investiert werden kann sowohl in Deutschland als auch im Ausland. Gefördert wird durch langfristige (maximal 20 Jahre) zinsgünstige Darlehen (zehn Jahre Zinsbindung) mit maximal drei tilgungsfreien Anlaufjahren. Der Finanzierungsanteil kann bis zu 100 Prozent der förderfähigen Nettoinvestitionskosten (ohne Mehrwertsteuer) betragen, höchstens jedoch 10 Millionen Euro. Die Tilgung erfolgt in gleich hohen vierteljährlichen Raten nach Ablauf der tilgungsfreien Anlaufjahre; außerplanmäßige Tilgungen innerhalb der ersten Zinsbindungsfrist sind kostenfrei. Die Konditionen orientieren sich am sogenannten individuellen risikogerechten Zinssatz. Dieser wird durch die Hausbank ermittelt. Dabei berücksichtigt die Bank die wirtschaftlichen Verhältnisse des Kreditnehmers (Bonität) und die Werthaltigkeit der Sicherheiten (bankübliche Sicherheiten, z.b. Grundschuld oder Bürgschaften). Die Kombination der Bonitäts- und Besicherungsklassen ergibt die Preisklasse. Jede Preisklasse deckt eine Zinsspanne mit einer festen Zinsobergrenze (Maximalzinssatz) ab. Der individuelle Zinssatz liegt innerhalb dieser Zinsspanne. Größere Photovoltaikanlagen mit einem Gesamtfremdfinanzierungsvolumen über 10 Millionen Euro können seit April 2010 über das KfW-Sonderprogramm Projektfinanzierung gefördert werden. Das Programm wurde für Erneuerbare-Energien-Projekte geöffnet, nachdem das KfW-Programm Erneuerbare Energien Ergänzung 2009 zum Jahreswechsel 2009/10 ausgelaufen war. Die Mindestschwelle des Gesamtfremdfinanzierungsvolumens von 10 Millionen Euro gilt nur für Projekte aus dem Bereich erneuerbare Energien. Alle anderen Projektfinanzierungen sind im Rahmen dieses KfW-Programms erst ab 50 Millionen Euro förderbar. zierung von Photovoltaikprojekten auf Basis des EEG verstehen und langjährige positive Erfahrungen gemacht haben. Gleichwohl ist eine dichotome Finanzierungssituation hinsichtlich der Projektgröße feststellbar: Großvolumige Photovoltaikprojekte, die eine Finanzierung über Clubdeals notwendig machen, sind nach wie vor schwierig zu arrangieren. Sie sind aber möglich. Bei kleineren Photovoltaikprojekten unter 10 Millionen Euro Investitionsvolumen gibt es dagegen kaum Finanzierungsprobleme. In diesen Größenklassen profitieren Investoren vom stärkeren Engagement aus dem Sparkassen- und Volksbankensektor. Generell kommt Investoren das niedrige Niveau der langfristigen Kapitalmarktzinsen zugute: Wegen des hohen Leverages der Finanzierungen hat das Zinsniveau eine erhebliche Hebelwirkung auf die Profitabilität von Photovoltaikprojekten. 16 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

17 4.3 Projektrisiken werden stärker gewichtet Ein Ausfluss der Finanzkrise hinsichtlich der Finanzierungsusancen für Photovoltaikprojekte ist die stärkere Berücksichtigung von Projektrisiken. Augenscheinlich macht sich das in einem geringeren Leverage bemerkbar. Finanzierungen mit einem Eigenkapitalanteil von 5 bis 10 Prozent, wie sie noch vor der Krise problemlos möglich waren, sind vom Tisch. Inzwischen wird abhängig vom Projekt und den Rahmenbedingungen ein Eigenkapitaleinsatz von 10 bis 20 Prozent in Deutschland und von bis zu 40 Prozent im Ausland gefordert. Das hat unter anderem Auswirkungen auf die darstellbaren Projektrenditen, denn hohe Renditen erfordern einen hohen Leverage. Renditen von bis zu 14 Prozent p.a., wie sie in Deutschland vor zwei, drei Jahren von den Investoren noch gefordert und auch erzielt wurden, sind selbst in Gegenden mit hohen Globalstrahlungswerten nur noch schwer darzustellen. Allerdings hat sich auf Investorenseite auch eine neue Bescheidenheit eingestellt. Inzwischen sind Werte zwischen 9 und 12 Prozent p.a. realistisch. Weit unter diesen Niveaus lassen sich allerdings kaum Projekte an den Mann bringen. Bei den künftig zu erwartenden Vergütungssätzen wird es nach Einschätzung der Marktteilnehmer aber sehr schwer, zweistellige Renditen zu erzielen. Vor dem Hintergrund des historisch niedrigen Kapitalmarktzinsniveaus und der vergleichsweise hohen Sicherheit von Photovoltaikinvestitionen dürfte sich die für Investoren real erzielbare Überrendite, beispielsweise gegenüber Bundesanleihen, dennoch kaum verringern. Im Ausland sind, vor allem wegen der höheren Risiken, zweistellige Renditen möglich. Die Evaluierung der Wirtschaftlichkeit eines Photovoltaikprojekts und die damit einhergehende Entscheidung über die Finanzierungswürdigkeit erfolgt bei den meisten Banken wie für Projektfinanzierungen üblich auf Basis der Cashflows, ausgedrückt im Debt Service Coverage Ratio (DSCR). Es drückt das Verhältnis zwischen prognostizierten Cashflows und Kapitaldienst aus. In der Vergangenheit wurden von den Banken Werte zwischen 1,05 und 1,15 gefordert. Den Spielraum determinierten Vereinbarungen über zusätzliche Sicherheiten, Entnahmebeschränkungen oder der Aufbau von Reservekonten. Üblich waren ferner Risikoabschläge auf die prognostizierten Cashflows von 5 bis 10 Prozent. Zudem wurde eine Degradation im Jahresertrag aufgrund einer im Zeitablauf nachlas- Best Practices erfolgreicher Photovoltaikprojekte >> Realistische Erwartungen hinsichtlich der darstellbaren Finanzierungsstrukturen (kürzere Laufzeiten, höhere Debt Service Coverage Ratios (DSCR), geringere Debt-Capacity, niedrigerer Leverage) und Margen >> Fokus auf Proven Technology >> Berücksichtigung höherer Due-Diligence-Anforderungen >> Berücksichtigung aktueller Größenrestriktionen bei Einzelprojekten >> Berücksichtigung unsicherer und längerer Kreditprozesse, insbesondere bei der Planung >> Sorgfältige Auswahl der Finanzierungspartner, Aufbau von langfristigen Bankbeziehungen >> Auswahl leistungsfähiger Projektpartner (z.b. Operational & Maintenance, Versicherungen) Quelle: Commerzbank FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 17

18 senden Modulleistung unterstellt, die zwischen 0,2 und 0,5 Prozent p.a. lag. Überschaubare Betriebskosten Bis auf wenige Ausnahmen (z.b. Nachführsysteme) arbeiten PV-Anlagen vergleichsweise wartungsfrei. Die Betriebskosten setzen sich zusammen aus Reparaturen, Kosten der Überwachung und Wartung, Kosten der Netzeinspeisung, Kosten für Versicherungen, Kosten der Verwaltung und, bei Nutzung fremder Flächen, den Pachtkosten. In der Regel sind Investoren gezwungen, Wartungsverträge abzuschließen, für die ein Fixpreis je Kilowatt Leistung erhoben wird. Für Vollwartungsverträge liegen die Preise zurzeit zwischen 19 und 22 Euro je Kilowattstunde. Obwohl die Betriebskosten prozentual kaum ins Gewicht fallen, sehen Marktteilnehmer gerade bei Großanlagen Spielraum für Einsparungen. Wartungsverträge würden in der Praxis zu deutlich überhöhten Konditionen angeboten. Zudem stünden die Kosten und die vertraglich vereinbarten Leistungen in keinem Verhältnis, lautet die Kritik. Für tendenziell sinkende Betriebskosten spricht der technologische Fortschritt: Die PV-Anlagen laufen problemloser, und die verwendeten Komponenten sowie das Anlagendesign werden sicherer. Diese Finanzierungsusancen sind von den Banken im Zuge der Finanzkrise verschärft worden. Und zwar in zweifacher Hinsicht: Zum einen werden höhere Risikoabschläge auf die prognostizierten Cashflows und die Kreditlaufzeiten gefordert. Zum anderen hat sich die Spanne der geforderten DSCR-Werte um rund 0,1 nach oben verschoben. Auch wenn Marktteilnehmer inzwischen wieder von besseren Konditionen berichten, ist das Vorkrisenniveau noch in weiter Ferne. Die für die Kompensation schlechter Sonnenjahre und für Rückbauverpflichtungen geforderten Reservekonten betragen üblicherweise 50 Prozent eines Jahreskapitaldienstes. Vor der Krise wurden auch dafür im Durchschnitt niedrigere Werte verlangt. Von einzelnen Banken wird darüber hinaus gefordert, zur Abdeckung von größeren Reparaturen entsprechende Rücklagekonten etwa für Wechselrichter anzusparen, sofern diese Risiken nicht bereits über Service- und Wartungsverträge abgedeckt sind. Auch Technologie-, Projekt-, Gegenpartei-, Länder- und bei Finanzierungen in Fremdwährungsräumen Währungsrisiken werden stärker berücksichtigt. Beispiel Technologierisiken: Bei klassischen Non-Recourse-Finanzierungen wird in der Regel nur sogenannte Proven Technology von den Banken akzeptiert also Technologien und Komponenten, die sich über Jahre bewährt haben und von denen ein Track-Record vorliegt. Liegt dieses Gütesiegel nicht vor, muss entweder der Hersteller mit ins Risiko, oder die Risiken müssen über Garantien und Gewährleistungen abgesichert werden. Das betrifft vor allem die Modulauswahl: Kristalline Module, für die inzwischen langjährige Performancewerte vorliegen, sind in der Regel problemlos finanzierbar. Dünnschichtmodule, eine Technologie, die erst seit einigen Jahren am Markt ist, werden dagegen nur von First Solar uneingeschränkt finanziert. Vor dem Hintergrund der aktuellen Renditeforderungen der Investoren und der gültigen Einspeisevergütungen liegt die Obergrenze der Systemkosten beispielsweise für Freiflächenanlagen bei maximal 2 Millionen Euro pro Megawatt. 18 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

19 4.4 Kreditprozesse halten auf Im Zuge der allgemeinen Risikoaversion haben sich zudem die Kreditprozesse deutlich in die Länge gezogen. War eine Fremdkapitalzusage noch 2008 nach durchschnittlich vier Wochen unter Dach und Fach, müssen mittlerweile acht bis zehn Wochen einkalkuliert werden. Als Grund wurden vielfach höhere Dokumentationspflichten genannt. So sei es bei den Banken inzwischen üblich, Projekte sehr viel genauer unter die Lupe zu nehmen. Die Wahrscheinlichkeit einer positiven Kreditzusage ist dabei digital: Schon ein negatives Detail kann den Deal und damit mehrere Monate harter Arbeit zum Scheitern bringen. Aus Sicht der Banken ist die Risikoaversion nachvollziehbar, schließlich haben sie im Fall von typischen Projektfinanzierungen limitierte oder keinerlei Rückgriffsrechte auf die Projektgesellschaft, sollte diese in wirtschaftliche Schwierigkeiten geraten und damit die Rückzahlung des Kredits gefährden. Entsprechend hoch ist das Interesse, Risiken so gut es geht zu transferieren und alle Details vertraglich zu regeln. In der Praxis führt das dazu, dass für eine erfolgreiche Projektrealisierung zwischen 30 und 60 Einzelverträge abzuschließen sind. Aufgrund der Vielzahl der zu beachtenden juristischen Details ist ein professionelles Projektcontrolling vor allem in der Planungsphase inzwischen unerlässlich. In der Praxis zeigt sich, dass erfahrene Projektentwickler deutlich schneller vorankommen als neu auf den Markt drängende. Vor allem im Kreditprozess ist der Track-Record eines Projektentwicklers ein Pfund, mit dem er wuchern kann. Nach Aussagen von Banken dauern Finanzierungszusagen bei Newcomern gut und gerne doppelt so lange wie bei etablierten Projektierern, mit denen bereits gute Erfahrungen gemacht wurden. Generell lassen sich Aufdachanlagen in Deutschland schneller realisieren als Freiflächenanlagen. Werden notwendige Gestattungsverträge (Dienstbarkeiten) zügig gewährt, lasten auf den Immobilien keine vorrangigen Grundschulden oder sonstige störenden Rechte und fällt die Statikprüfung positiv aus, ist bei Aufdachanlagen eine durchschnittliche Projektrealisierung innerhalb von Wochen möglich. Deutlich länger, in Einzelfällen mehr als ein Jahr, dauert die durchschnittliche Projektrealisierung bei Freiflächenanlagen. Zeitfresser sind hier vor allem die notwendigen staatlichen Genehmigungsverfahren. Für Freiflächenanlagen hängt es entscheidend davon ab, wie weit die entsprechende Fläche bereits entwickelt worden ist. So ist für Photovoltaikprojekte ohne Anbindung an vorhandene Siedlungsstrukturen und einer Fläche von mehr als Quadratmetern beispielsweise ein Raumordnungsverfahren der zuständigen Landesplanungsbehörde durchzuführen. Hintergrund ist, dass mit der großflächigen Nutzung solarer Energie im Freiraum öffentliche Belange wie beispielsweise der Naturschutz oder die Landespflege beeinträchtigt werden können. Hinzu kommen Bauleitplanverfahren zur Sicherung öffentlicher Belange. Allein diese formalen Anforderungen können die Projektrealisierung über Monate verzögern. Im Extremfall kann das sogar dazu führen, dass sich die Profitabilität des Projekts wegen der jährlich sinkenden EEG- Vergütungssätze nicht mehr darstellen lässt. FINANCE-Studien Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven 19

20 Vertraglich zu regelnde Details Planungsphase >> Grundbesitz bei Kauf: keine Altlasten, keine zwangsenteigneten Flächen in Deutschland, keine Verschattung der Photovoltaikmodule bei Pacht: zeitliche Kongruenz zwischen Stromeinspeisung und Flächennutzung, Katastereintragungen, Scheinbestandteilfrage, Rückbauverpflichtungen, Übertragbarkeit, keine Verschattung der Photovoltaikmodule bei Dachanlagen: Statik, Sicherstellung von Dienstbarkeiten (v.a. bei Dachanlagen auf fremden Dächern), Zuständigkeit bei Dachreparaturen >> Baugenehmigungen: keine zeitliche Befristung, Übereinstimmung mit Flächennutzungsplan und regionaler Politik >> Stromeinspeisung: Vertrag mit dem lokalen Energieversorger, keine zeitliche Befristung des Netzzugangs >> Besteuerung: Vermeidung von Doppelbesteuerungen, steuerlich vorteilhafte Finanzierungsstrukturen >> Energieertragsprognose: in der Regel zwei unabhängige Ertragsgutachten Realisierungsphase >> Due Diligence >> Engineering-, Procurement- & Construction-Kontrakt (EPC-Kontrakt): Gewährleistungen (Konstruktion, Inverter, Module), Garantien (Module), Bankgarantien, Sicherheiten, Zahlungsbedingungen, Vertragsstrafen >> Fertigstellungsgarantien >> Zulassungen (Zertifizierungen) der Photovoltaikmodule >> Sicherstellung der Finanzierung (Eigen- und Fremdkapital): Zusätzliche Sicherheiten/Pfandrechte, Währungshedging >> Eintragung einer erstrangigen beschränkt persönlichen Dienstbarkeit oder einer vergleichbaren Sicherheit wie z.b. eines Erbbaurechts >> Übereinstimmung mit 19 EEG Betriebsphase >> Operational & Maintenance-Kontrakt (O&M-Kontrakt): langfristiges Wartungs- und Reparaturkonzept, verlässliche Unternehmen >> Leistungs- und Produktgarantien der Modulhersteller >> Versicherungskonzept: Betriebshaftpflicht, Betriebsunterbrechungsversicherung, Allrisikoversicherung >> Monitoring der Photovoltaikanlage: Einzäunung, Kameraüberwachung etc. Exit >> Entsorgung oder Rückgabe der Solarmodule >> Transfer der Anteile Quellen: RöverBrönner KG, FINANCE 20 Photovoltaik: Finanzierungsusancen und Marktperspektiven FINANCE-Studien

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