Die neuen Spielregeln für Energieinvestments – Teil I

EEG 2027 und Netzanschluss: Was sich für PV-Investoren verändert

Die Energiewende in Deutschland tritt in eine neue Phase. Über viele Jahre stand vor allem eine Frage im Mittelpunkt: Wie schnell können zusätzliche Wind- und Photovoltaikanlagen gebaut werden? Wenn die Ausbauziele erreicht werden sollen, bleibt diese Frage wichtig. Jedoch kommen mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien weitere Fragen hinzu: Wo wird der Strom produziert? Wann steht er zur Verfügung? Kann das Netz ihn aufnehmen? Und welchen wirtschaftlichen Wert besitzt eine Kilowattstunde zu dem Zeitpunkt, an dem sie erzeugt wird?

Genau diese Verschiebung lässt sich derzeit an mehreren regulatorischen Vorhaben beobachten. Mit der EEG-Novelle 2027 plant die Bundesregierung einen grundlegenden Umbau der Förderung erneuerbarer Energien. Parallel soll das Netzanschlussverfahren reformiert werden. Beide Vorhaben befinden sich derzeit noch im Gesetzgebungsverfahren. Für Investoren zeigen die Entwürfe dennoch bereits, in welche Richtung sich der regulatorische Rahmen entwickeln könnte: Marktintegration, Netzverträglichkeit und Flexibilität gewinnen gegenüber der reinen Erzeugungsleistung an Bedeutung. Die Auswirkungen dieser Veränderungen betreffen sowohl Photovoltaik- als auch Batteriespeicherprojekte. In diesem ersten Teil betrachten wir zunächst die Folgen für PV-Investments; im zweiten Teil stehen Batteriespeicher und die für sie zusätzlich relevanten regulatorischen Veränderungen im Mittelpunkt.

Der Regierungsentwurf zur EEG-Novelle wurde Anfang September als Bundestagsdrucksache 21/7867 vorgelegt. Er sieht ausdrücklich vor, am Ausbauziel von 80 Prozent erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 festzuhalten. Gleichzeitig soll der weitere Ausbau stärker auf Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit und Marktintegration ausgerichtet werden.

Vom Einspeisen zum Vermarkten

Für Photovoltaik bedeutet diese Entwicklung eine zunehmende Abkehr von einer Denkweise, die den Markt lange geprägt hat: Anlage errichten, Strom produzieren, einspeisen und dafür eine möglichst gut kalkulierbare Vergütung erhalten. Dieses Vergütungsmodell war wesentlich dafür, Investitionen in Photovoltaik anzureizen und den Ausbau der Technologie voranzutreiben. Gleichzeitig setzte es jedoch nur begrenzte Anreize, die Stromproduktion konsequent an Marktpreisen und dem tatsächlichen Strombedarf auszurichten.

Die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte wird künftig stärker davon abhängen, wie und wann der erzeugte Strom genutzt oder vermarktet wird.

Eigenverbrauch, Direktvermarktung, Power Purchase Agreements (PPA) und Batteriespeicher gewinnen damit weiter an Bedeutung. Entscheidend ist nicht mehr allein, wie viele Kilowattstunden eine Anlage im Jahr erzeugt. Ebenso wichtig wird, welchen Wert diese Kilowattstunden zum jeweiligen Zeitpunkt besitzen.

Eine Kilowattstunde Solarstrom an einem sonnigen Mittag kann am Strommarkt einen völlig anderen Wert haben als eine Kilowattstunde in den Abendstunden. Ein hoher technischer Jahresertrag ist deshalb zwar weiterhin eine wichtige Kennzahl – er sagt aber allein immer weniger darüber aus, welchen wirtschaftlichen Ertrag die erzeugte Energie tatsächlich erzielt.

Gerade die zunehmende Zahl von Stunden mit sehr niedrigen, null oder negativen Strompreisen macht diesen Zusammenhang sichtbar. Die ausführliche Entwicklung der Strompreise und des Marktwerts von Solarstrom ist allerdings ein eigenes Thema, auf das ich in einem späteren Beitrag noch zurückkommen werde.

Der Netzanschluss wird zum Investmentfaktor

Parallel verändert sich ein Bereich, der bei Investitionsentscheidungen teilweise noch immer vor allem als technische Voraussetzung der Projektentwicklung betrachtet wird: der Netzanschluss.

Mit dem Netzanschlusspaket sollen Anlagenzubau und Netzausbau stärker miteinander synchronisiert werden. Hintergrund sind unter anderem stark gestiegene Anschlussbegehren bei gleichzeitig begrenzten Netzkapazitäten. Bei der Vergabe von Netzanschlüssen spielte bislang häufig vor allem die Reihenfolge der eingegangenen Anträge eine Rolle. Angesichts begrenzter Netzkapazitäten wurde dieses sogenannte Windhundprinzip zunehmend zum Problem: Anschlussmöglichkeiten konnten dadurch von Projekten beansprucht werden, deren tatsächliche Realisierung noch unsicher war. Künftig sollen deshalb stärker Kriterien wie der Projektfortschritt und die Realisierungswahrscheinlichkeit berücksichtigt werden.

Für Investoren ist das von erheblicher Bedeutung. Denn ein Netzanschluss ist nicht nur Voraussetzung dafür, dass eine Anlage Strom einspeisen kann. Die Situation am konkreten Netzanschlusspunkt und mögliche Einschränkungen können unmittelbar auf die Wirtschaftlichkeit eines Projekts wirken. Das gilt grundsätzlich für PV- ebenso wie für Batteriespeicherprojekte. Je nach Speicherkonzept kommt bei Batteriespeichern hinzu, dass beim Netzanschluss ggf. sowohl der Bezug von Strom aus dem Netz als auch die spätere Einspeisung berücksichtigt werden müssen. Welche besonderen Anforderungen und wirtschaftlichen Folgen sich daraus ergeben können, betrachten wir im zweiten Teil ausführlicher.

Für PV-Investments lässt sich die Bedeutung des Netzanschlusses bereits an einem einfachen Vergleich verdeutlichen: Zwei technisch nahezu identische PV-Anlagen mit derselben installierten Leistung, vergleichbaren Investitionskosten und ähnlichen prognostizierten Jahreserträgen können wirtschaftlich unterschiedlich zu bewerten sein. Der Unterschied kann im Standort und im Netz liegen.

Gleiche PV-Anlage – anderer Businesscase

Nehmen wir vereinfacht zwei PV-Projekte mit jeweils 5 MWp installierter Leistung und vergleichbaren prognostizierten Jahreserträgen.

Projekt A liegt in einer Region mit hoher Einspeisung erneuerbarer Energien und zunehmenden Netzengpässen. Projekt B befindet sich dagegen an einem Netzanschlusspunkt mit ausreichender Kapazität und günstigen Vermarktungsmöglichkeiten.

Auf dem technischen Datenblatt können beide Projekte nahezu identisch aussehen. Ihre wirtschaftlichen Chancen und Risiken müssen es deshalb noch lange nicht sein. Für Investoren reicht es deshalb zunehmend weniger aus, ein Projekt allein anhand seiner technischen Kennzahlen und einer darauf aufbauenden Renditeprognose zu beurteilen.

Wirtschaftlichkeit wird anspruchsvoller zu beurteilen

Eine Wirtschaftlichkeitsberechnung aus Investitionskosten, installierter Leistung, prognostiziertem Jahresertrag und einem angenommenen Stromerlös bleibt notwendig. Sie bildet die tatsächliche Komplexität eines Projekts aber zunehmend nur dann ausreichend ab, wenn auch die relevanten Markt- und Netzbedingungen berücksichtigt werden.

Jede Wirtschaftlichkeitsberechnung basiert zwangsläufig auf Annahmen über die Zukunft. Bei PV-Projekten betrifft das längst nicht mehr nur Sonneneinstrahlung, technische Erträge und Betriebskosten. Zunehmend spielen auch die Situation am Netzanschlusspunkt, mögliche Netzengpässe und Abregelungen, die Entwicklung der Strompreise und des Marktwerts Solar sowie die Zahl der Stunden mit sehr niedrigen, null oder negativen Strompreisen eine Rolle.

Je stärker diese Faktoren den tatsächlich erzielbaren Erlös beeinflussen, desto anspruchsvoller wird es, aus einer prognostizierten Rendite auf die später tatsächlich eintretende Wirtschaftlichkeit zu schließen. Das betrifft nicht nur den Investor selbst. Bei fremdfinanzierten Projekten muss auch die finanzierende Bank beurteilen, wie belastbar die angenommenen Erlöse und Cashflows sind und ob das Projekt voraussichtlich in der Lage sein wird, Zins und Tilgung über die Finanzierungslaufzeit zu bedienen.

Damit gewinnt neben der Höhe einer prognostizierten Rendite vor allem deren Robustheit an Bedeutung. Denn die entscheidende Frage ist weniger, wie sich Strompreise, Netzengpässe oder Negativpreisstunden über die gesamte Laufzeit eines Projekts exakt entwickeln werden. Eine solche Entwicklung über viele Jahre verlässlich vorherzusagen, ist kaum möglich. Wichtiger ist deshalb, wie stark der Businesscase von einzelnen Annahmen abhängig ist und welche Möglichkeiten das Projekt besitzt, auf veränderte Marktbedingungen zu reagieren.

Hier lohnt sich ein genauerer Blick auf das Gesamtkonzept: Wie hoch ist der Anteil der erzeugten Strommenge, der tatsächlich den Entwicklungen am Strommarkt ausgesetzt ist? Gibt es einen Verbraucher vor Ort oder langfristige Abnahmevereinbarungen, beispielsweise über ein PPA? Kann ein Speicher die Vermarktung von der Erzeugung zeitlich verschieben und damit zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten schaffen? Welche Einschränkungen bestehen am Netzanschlusspunkt? Und welche Vermarktungs- und Handelsmöglichkeiten können unter diesen Bedingungen tatsächlich genutzt werden?

Damit rückt ein Grundsatz stärker in den Mittelpunkt, der für Energieinvestments zunehmend an Bedeutung gewinnt: Konzept vor Produkt. Eine Renditeprognose von beispielsweise acht oder neun Prozent ist für sich genommen nur begrenzt aussagekräftig. Mindestens ebenso wichtig ist, unter welchen Annahmen diese Rendite entsteht, wie abhängig das Projekt von einzelnen Markt- und Netzbedingungen ist und welche Möglichkeiten das Gesamtkonzept bietet, wenn die tatsächliche Entwicklung von der ursprünglichen Prognose abweicht.

Die Qualität eines Projekts zeigt sich damit nicht nur darin, welche Rendite es unter den heute angenommenen Bedingungen verspricht, sondern auch darin, wie gut sein Konzept mit anderen als den angenommenen Bedingungen umgehen kann.

Mehr Prüfung – nicht zwangsläufig weniger Chancen

Die zunehmende Komplexität bedeutet nicht zwangsläufig, dass PV-Investments weniger attraktiv werden. Sie wird vielmehr dazu führen, dass die Unterschiede zwischen gut und weniger gut konzipierten Projekten größer werden. Ein Projekt mit belastbarem Netzanschluss, geeignetem Standort, einem passenden Verbrauchskonzept, Speicher oder langfristigem Stromabnehmer kann unter veränderten Marktbedingungen anders positioniert sein als eine Anlage, deren Wirtschaftlichkeit weitgehend von der Einspeisung und den jeweils erzielbaren Marktpreisen abhängt.

Damit steigen allerdings auch die Anforderungen an die Prüfung eines Investments. Investoren müssen nicht selbst zu Strommarktexperten oder Netzplanern werden. Entscheidend ist vielmehr, dass Projektunterlagen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen die wesentlichen Annahmen, Abhängigkeiten und Risiken transparent abbilden. Gerade weil sich Strompreise, Marktwerte oder Netzrestriktionen über eine Laufzeit von 15 oder 20 Jahren nicht verlässlich vorhersagen lassen, sollte eine Investitionsentscheidung nicht ausschließlich auf dem erwarteten Basisszenario beruhen.

Dabei gehört auch die Finanzierungsstruktur zur Risikobetrachtung. Viele Energieprojekte werden zu einem erheblichen Teil fremdfinanziert, um so mit dem Leverage-Effekt die Rendite auf das eingesetzte Eigenkapital zu erhöhen. Derselbe Mechanismus reduziert jedoch den finanziellen Spielraum, wenn die tatsächlichen Erlöse zeitweise hinter der Planung zurückbleiben. Zins und Tilgung müssen schließlich auch in schwächeren Marktphasen bedient werden.

Eine hohe Fremdfinanzierung ist deshalb nicht per se problematisch. Entscheidend ist vielmehr, ob die Finanzierung zur wirtschaftlichen Schwankungsbreite des Projekts passt. Je höher die laufenden Verpflichtungen aus dem Kapitaldienst sind, desto geringer ist der Puffer für niedrigere Marktpreise, Abregelungen, ungeplante Kosten oder andere Abweichungen vom erwarteten Szenario. Ein Projekt kann langfristig wirtschaftlich sein und dennoch zwischenzeitlich unter Druck geraten, wenn die verfügbaren Cashflows in einzelnen Phasen nicht ausreichen, um die laufenden Verpflichtungen komfortabel zu bedienen.

Für Investoren sollte deshalb nicht nur die Frage im Mittelpunkt stehen, welche Eigenkapitalrendite sich durch einen möglichst hohen Fremdkapitalanteil erzielen lässt. Ebenso wichtig ist, wie sich das Investment entwickelt, wenn einzelne Annahmen nicht eintreffen und welche Reserven Projekt und Finanzierung für solche Phasen besitzen. Eine höhere Eigenkapitalrendite durch stärkere Fremdfinanzierung ist insofern nicht kostenlos – ihr steht eine geringere wirtschaftliche Fehlertoleranz gegenüber.

Auch hier gilt damit der zuvor beschriebene Grundsatz „Konzept vor Produkt“: Nicht die höchste Renditeprognose macht zwangsläufig das bessere Investment. Entscheidend ist, wie schlüssig Projekt, Vermarktung und Finanzierung zusammenspielen und wie robust dieses Gesamtkonzept auch unter veränderten Bedingungen bleibt.

Gerade Themen wie Strompreisentwicklung, Marktwert Solar, Null- und Negativpreisstunden, unterschiedliche Vermarktungsmodelle sowie die konkrete Prüfung von Energieprojekten verdienen deshalb eine eigene Betrachtung. Auf diese Aspekte werde ich in weiteren Beiträgen noch ausführlicher eingehen.

Flexibilität wird zum nächsten Baustein

Die bisher beschriebenen Veränderungen betreffen nicht nur Photovoltaikanlagen. Für Batteriespeicher gewinnen Netzanschluss, Marktintegration, Vermarktung und die regulatorischen Rahmenbedingungen ebenfalls an Bedeutung – teilweise sogar unter anderen Voraussetzungen als bei reinen Erzeugungsanlagen.

Gleichzeitig steigt mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien der Bedarf an Flexibilität im Stromsystem. Batteriespeicher können Strom zeitlich verschieben, auf unterschiedliche Markt- und Netzsituationen reagieren und dadurch zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten eröffnen. Damit werden sie einerseits zu einem wichtigen Baustein eines zunehmend flexiblen Stromsystems. Andererseits wird auch bei Speicherprojekten die Frage anspruchsvoller, unter welchen konkreten Bedingungen ein Investment tatsächlich wirtschaftlich funktioniert.

Auf den ersten Blick scheint die Entwicklung eindeutig: Die Netzbetreiber werden mit Anschlussanfragen für Batteriespeicher regelrecht überhäuft. Doch auch hier gilt:

Eine große Projektpipeline ist noch kein tatsächlicher Ausbau.

Zwischen einer Netzanschlussanfrage und einem Speicher, der tatsächlich Strom lädt und wieder einspeist, liegen Projektentwicklung, Netzanschluss, Finanzierung, finale Investitionsentscheidung, Bau und Inbetriebnahme.

Gleichzeitig verändert sich auch für Batteriespeicher der regulatorische Rahmen erheblich. Neben den Bedingungen für den Netzanschluss rücken dabei unter anderem AgNes und MiSpeL in den Fokus. Im zweiten Teil geht es deshalb um die Frage, welche der heute angekündigten Speicherprojekte unter den künftigen Bedingungen tatsächlich realisiert werden und wirtschaftlich funktionieren können.

Stay tuned …