Kreditabsicherung entscheidend für Zukunft der PPAs

Berlin (energate) - Die EEG-Novelle soll noch im ersten Quartal auf der Tagesordnung des Bundeskabinetts landen. Eine wesentliche Änderung werden die von der EU geforderten zweiseitigen Differenzverträge sein. Zur Stabilisierung der Marktpreise könnten diese von PPAs ergänzt werden. Noch läuft das Geschäft mit den Direktlieferverträgen allerdings schleppend. Ein Grund hierfür ist die fehlende Bankability von Projekten. Eine Risikoabsicherung könnte das ändern. Vor allem das sogenannte norwegische Modell wird hier von Stakeholdern immer wieder ins Gespräch gebracht. Wie dieses ausgestaltet sein müsste und wo die Fallstricke dazu im EEG liegen, hat energate mit Tibor Fischer, Sprecher der Marktoffensive Erneuerbare Energien, und dem Finanzierungsexperten Jörg Böttcher von der Investitionsbank Schleswig-Holstein besprochen. 

Wie der Name schon sagt, stammt das Modell aus Norwegen und sichert potenzielle Zahlungsausfälle des Stromabnehmers über staatliche Garantien ab. Nicht nur Mittelständlern, die oft kein oder kein ausreichendes Kreditrating bei einer Bank bekämen, würde der Zugang zu Direktlieferverträgen damit ermöglicht. Auch Energieversorger könnten so einfacher an Fremdkapital kommen, gerade mit Blick auf den Bruttofinanzierungsbedarf in der Energiewirtschaft von 341 Mrd. Euro bis 2035, argumentiert Tibor Fischer. Bereits heute berichten vor allem kommunale Unternehmen, dass sie in Anbetracht der vielen Infrastrukturvorhaben an ihre Grenzen geraten, selbst bei einer soliden Eigenkapitalquote.

Abschöpfungsmechanismus entscheidend für Kreditbemessung

Und so funktioniert der norwegische Mechanismus: 80 Prozent der Differenz zwischen PPA-Preis und Spotmarktpreis sind über die Export Credit Agency Eksfin abgesichert. Folglich handelt es sich um eine Cashflow-basierte Absicherung, da sie auf den Einnahmen der jeweiligen Anlage basiert. Stromanbieter und -abnehmer schließen dementsprechend eine Versicherung ab, deren Prämie von beiden Seiten getragen wird.

Jörg Böttcher von der Investitionsbank Schleswig-Holstein könnte sich ein deutsches Pendant dazu gut vorstellen: Auf einer solchen Basis ließe sich durchaus eine tragfähige Kreditbemessung zu EEG-üblichen Laufzeiten erstellen, zum Beispiel über 20 Jahre. Die längeren Darlehenslaufzeiten würden auch die Zusatzkosten, die durch die Versicherungsprämie für Stromanbieter und -abnehmer entstehen, ausgleichen oder sogar überkompensieren. Ob die Absicherung über eine staatliche Institution wie die KFW oder über einen privaten Versicherer läuft, ist aus Bankensicht nach Meinung von Böttcher nicht so entscheidend.

"Second Way out" entscheidend wegen fehlender Grundschuld 

Wichtig sei, überhaupt einen sogenannten "Second Way out" für den Kreditgeber zu etablieren. "Eine Windkraftanlage verfügt nun mal nicht über eine Grundschuld, wie das beispielsweise bei Immobilien der Fall ist. Banken brauchen dementsprechend eine zusätzliche Sicherheit, um nicht auf den Schulden sitzen zu bleiben, wenn die Einnahmen unsicherer werden", sagte Böttcher. Dies gelte "vor allem in Anbetracht der möglichen Änderungen im EEG."

Laut der EU-Binnenmarktstromrichtlinie muss Deutschland einen Abschöpfungsmechanismus für Mehrerlöse, sogenannte zweiseitige Differenzverträge, ins EEG schreiben. Diskutiert wird aktuell eine produktionsunabhängige und eine abhängige Abschöpfung. Sollte die Wahl auf "produktionsunabhängig" fallen, würde dabei nicht jede real produzierte Kilowattstunde einzeln abgerechnet werden, sondern Bemessungsgrundlage wäre eine fiktive Referenzproduktion (z. B. einer Standardanlage). Wenn dies so kommt, sieht Finanzierungsexperte Böttcher darin neue Hürden bei der Kreditbemessung - sowohl für reine EEG-Anlagen als auch für solche, die das EEG mit einem PPA ergänzen. 

Es werde stark auf die Ausgestaltung der Referenzanlage ankommen, erklärt er weiter. Wenn es sich dabei um eine dynamische Anlage handle, entspreche sie über die Finanzierungszeit immer dem neuesten Stand der Technik. Dagegen würden reale Anlagen im Zeitablauf deutlich schlechter bewertet und über weniger Cashflow verfügen. Das könnte zu höheren Zinsen und kürzeren Kreditlaufzeiten führen, so der Fachmann. Der Bundesverband Erneuerbare Energie BEE fordert genau aus diesem Grund weiterhin eine produktionsabhängige Vergütung, während beispielsweise Agora Energiewende für eine produktionsunabhängige Vergütung plädiert. Hier könnte das norwegische Modell mehr Sicherheiten für Banken schaffen, allerdings eben nur dann, wenn die geplante Mehrerlösabschöpfung nicht den Cashflow der jeweiligen Anlage benachteiligt. 

Neben dem norwegischen Modell wird auch die sogenannte Haftungsfreistellung diskutiert. Diese wäre Cashflow-unabhängig. Hier würden stattdessen z. B. 80 Prozent des vergebenen Darlehens abgesichert werden. Aus Sicht von Böttcher ist hier das Verlustrisiko einer Bank allerdings deutlich höher, denn egal wie die Kreditbemessung bankseitig ausfällt, der Verlust läge immer bei 20 Prozent und damit in Summe höher als im Cashflow-basierten Modell. 

Regierung ist verpflichtet, PPAs besser abzusichern

Auf der Jahreskonferenz der Marktoffensive Erneuerbare Energien hatte Stefan Rouenhoff, parlamentarischer Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium, im Herbst 2025 in Aussicht gestellt, es könnte künftig einen staatlichen Absicherungsmechanismus über die KFW geben. Ob dieser wirklich Eingang ins EEG findet, blieb offen. Grundsätzlich ist die Bundesregierung allerdings im Rahmen der EU-Erneuerbaren-Richtlinie RED III verpflichtet, geeignete Instrumente einzuführen, um die finanziellen Risiken von PPAs zu verringern.

Für Fischer und Böttcher steht fest: Wenn nicht bald regulatorische Weichen gestellt werden, könnte die Luft für den ohnehin schwächelnden PPA-Markt noch dünner werden. PV-PPAs seien durch die vielen negativen Stunden am Spotmarkt ohnehin für aktuelle Neubauprojekte unattraktiv geworden, so Böttcher. PPAs für neue Onshore-Parks sehe er in seiner Praxis bei der Investitionsbank aufgrund der attraktiven EEG-Vergütung ohnehin bislang keine. Auch Fischer verweist auf die prekäre Lage am Markt und macht gleichzeitig deutlich: "Eine Cashflow-basierte Risikoabsicherung für PPAs kann den PPA-Markt stärken und mehr Unternehmen in die Lage versetzen, sich ein langfristiges Strompreisniveau am Markt zu sichern. Dies trifft vor allem auf den energieintensiven Mittelstand zu, der bisher aufgrund fehlender Ratings keinen Zugang zum Markt hat." So könnte der PPA-Markt als weitere Säule neben dem EEG gestärkt werden. /lm