Der neue Flaschenhals

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Knappes Material behinderte in den vergangenen Jahren viele PV-Vorhaben. Jetzt ist knappes Kapital das Problem. Aber für solide Projekte lassen sich nach wie vor Geldgeber finden…

Ein Accessoire trugen alle Teilnehmer von EPIAs jüngster Photovoltaic Investment Conference mit sich herum: eine Sorgenfalte. „Früher waren die Module das Problem, jetzt ist es das Geld“, sagt Ralph Schneider, Vorstand der Phoenix Solar Energy Investments AG. „Der Kapitalmarkt ist sehr angespannt. Da wird ein Projekt schnell zur Achterbahnfahrt.“

Allein um das ambitionierte Ziel der Europäischen Kommission zu erreichen, dass bis 2020 erneuerbare Energien mit 20 Prozent zum europäischen Energiemix beitragen, wären nach Auffassung von Rabobank Clean Tech Research Investitionen in Windkraft und Solarenergie von durchschnittlich rund 65 Milliarden Euro pro Jahr nötig. „Aber wir sehen ein Defizit bei der Darlehensfinanzierung von Erneuerbare-Energie-Projekten, das sich bis 2020 auf 21 Milliarden Euro ausweiten könnte“, sagt Tanja Cuppen von der Rabobank International. Denn in der gegenwärtigen Finanzkrise zeigen sich die Banken bei langfristigen und großen Projekten weniger risikofreudig. Gleichzeitig steigen die erforderlichen Deckungsraten sowie Gebühren und Zinsen.

Dabei haben die Aussichten auf sonnige Geschäfte die Geldhäuser längst auf neue Ideen gebracht. Wer im Internet die Seite www.banking-on-green.de aufruft, landet bei der Deutschen Bank und ihrem Slogan „Wir setzen auf Grün“. Dieser Vorsatz soll sich nicht nur auf den Umbau der Frankfurter Firmenzentrale zu einem der laut Eigenwerbung „umweltfreundlichsten Hochhäuser der Welt“ erstrecken, sondern auch auf die Geschäftspolitik. „Die Deutsche Bank investiert bereits seit mehr als zehn Jahren im Bereich Erneuerbare Energien“, sagt Thomas Rüschen, Leiter des Bereichs Asset Finance & Leasing. Jüngstes Projekt: eine langfristige Refinanzierung eines PV-Projekts auf Mallorca. Die vier Anlagen, die insgesamt eine Leistung von 8,3 Megawatt liefern, sind feste Photovoltaik-Installationen und profitieren damit von dem alten spanischen Tarif-System gemäß königlichem Erlass RD 661. Das 70-Millionen-Euro-Projekt wurde von der DEE Deutsche Erneuerbare Energien GmbH, einer Tochtergesellschaft der Deutschen Bank, entwickelt und während der Bauphase zwischenfinanziert. Die Deutsche Bank fungierte als Bauträger und Eigenkapitalgeber, Finanzberater, Konsortialführer und Agent für die langfristige Fremdfinanzierung.

Laut Thomas Rüschen hat sich die Deutsche Bank mit Finanzierungslösungen dieser Art bereits an mehr als 30 Projekten im Bereich Wind- und Solarenergie beteiligt, darunter auch am 30-Megawatt-Solarpark SPEX in der spanischen Extremadura. Das Investitionsvolumen dieser Projekte liege derzeit insgesamt bei rund 900 Millionen Euro. Ein vierköpfiges Greentech-Team hat die Deutsche Bank im vergangenen Jahr in Berlin installiert, dessen Spezialisten Großkunden als Ansprechpartner zur Verfügung stehen. Die Commerzbank hat ihr spezifisches Know-how bereits 2003 in einem eigenen Kompetenzteam mit Sitz in Hamburg gebündelt. Und viele andere Institute folgen diesem Ansatz, darunter auch kleinere Geldhäuser wie SEB oder Berliner Bank.

Ein leichterer Zugang zu Kapital ist damit jedoch nicht unbedingt verbunden: Die Finanzkrise sorgt für deutliche Bremsspuren. Nach aktuellen Zahlen von New Energy Finance wurden 2008 weltweit insgesamt 155 Milliarden Dollar in saubere Energie investiert. Im ersten Quartal 2009 waren es jedoch lediglich 13,3 Milliarden Dollar. Und in neue Projekte, dem wichtigsten Investitionsbereich, flossen nur 11,5 Milliarden Dollar – 44 Prozent weniger als im letzten Quartal 2008. „Die Zeiten, in denen vor allem aus strategischen oder marketingtechnischen Gründen in solche Projekte investiert wurde, sind ein für allemal vorbei“, sagt Michael Liebreich, Chef von New Energy Finance.

Das bestätigt Gordon Johnson, Solar-Spezialist bei Hapoalim Securities. „Der wichtigste Punkt bei der Frage, ob ein Projekt finanziert wird oder nicht, ist die Rendite, die ein Investor während der Laufzeit erwarten kann.“ Photovoltaikvorhaben stehen aus seiner Sicht ganz gut da. Angesichts staatlich garantierter Einspeisevergütungen über viele Jahre und der ebenfalls langen Garantien, die Hersteller für ihre Module geben, gelte das Investmentrisiko als relativ überschaubar. Und im Vergleich zu Staatsanleihen oder Pfandbriefen sei die Rendite attraktiv. Aber gerade die Finanzierung langfristiger, also länger als zehn Jahre laufender Kredite sei für Banken zurzeit schwierig, da viele 2008 hohe Verluste ausweisen mussten – „und die Phase, in der die Banken toxische Papiere abschreiben müssen, ist aus unserer Sicht noch nicht vorüber.“ Weiteres Problem: Einige Schlüsselfinanzierer für Solarprojekte – Lehman, RBS, Wachovia, GE Capital, Metlife – haben ihr Engagement eingefroren. Und: Finanzierer haben die Due Diligence, also die systematische Analyse von Stärken und Schwächen eines potenziellen Projekts, deutlich ausgeweitet. „Es wird einfach sorgfältiger gerechnet – und länger.“

„2008 stand die Finanzierung in vier Wochen, jetzt dauert es mindestens doppelt so lang“, ist die Erfahrung von Gerhard Schmitt, Partner der Wirtschaftsprüfungs- und Steuerberatungsgesellschaft Röver Brönner. Das liege auch daran, dass für Geldgeber Projektfinanzierungen grundsätzlich riskanter seien als Unternehmensbeteiligungen. „Wenn ein Unternehmen nicht läuft, können Sie sich von unrentablen Geschäftsfeldern verabschieden und/oder rentable Felder erschließen – mit einem Solarpark geht das nicht.“ Auch die Möglichkeit, eine schlechte Phase einfach auszusitzen, sei bei einer Projektfinanzierung nicht gegeben. „Ein Projekt hat eine definierte Laufzeit, in der es sich tragen muss. Daher ist auch die Planungsphase so wichtig: Je besser die Planung, desto mehr Sicherheit für alle, die das finanzielle Risiko tragen und dafür Rendite sehen wollen.“ Andererseits habe ein PV-Projekt mit seinen vielen gut zu berechnenden Aspekten oft einen besseren Cashflow als eine Unternehmensbeteiligung.

Es geht laut Gerhard Schmitt nichts ohne umfassende Qualitätssicherung: die Klärung rechtlicher und steuerlicher Fragen, hochwertige Komponenten, fachgerechte Installation, Ertragsgutachten, Modulvermessungen, Anlagenabnahme, Langzeitmonitoring. „Vor allem geht nichts ohne Realismus“, sagt Christian Junior, Direktor des Bereichs Erneuerbare Energien der Commerzbank. „Und nichts ohne Verständnis für die Situation der Geldgeber.“ Wer wisse, dass bei einer Projektprüfung das Hauptaugenmerk der Investoren auf den Risiken liege, müsse eben alles tun, um diese Risiken zu minimieren. Dazu gehöre eine sorgfältige Auswahl der Projektpartner, die erfahren und stark sein sollten. Dazu gehöre aber auch Verständnis dafür, wie Banken ticken. „Investoren wollen nicht so dicke Brocken schlucken wie in den vergangenen Jahren. Kleine Portionen sind für das Finanzsystem zurzeit leichter verdaulich.“ Die Photovoltaik habe da einen großen Vorteil, schließlich lasse sie sich zu passenden Häppchen bündeln. 50 Millionen Euro sind laut Junior zurzeit die absolute Grenze für eine einzelne Bank. Zwar seien sogenannte Club Deals, bei denen sich mehrere Geldgeber für ein Großprojekt zusammenschließen, eine Möglichkeit. „Aber nicht übertreiben: Verhandlungen mit fünf oder sechs Banken gleichzeitig können sehr kompliziert werden.“

Chancen sieht Junior natürlich auch in der gegenwärtigen Situation: die niedrigen Zinsen, die wachsende PV-Kompetenz – und der Wille zu nachhaltigen Investments, eine Art Backlash gegen die strukturierten Produkte, die viele Investoren in den vergangenen Monaten viel Geld gekostet haben. Das könne auch dafür sorgen, dass in Zukunft mehr Finanzierungen über Alternativen zum Kredit führen: Fondslösungen, Genussscheine, Platzierungen von Eigenkapital. Dass der Fokus mehr auf der Qualität der Projekte liege und auf Modellen, die auch in Stresssituationen funktionieren, sei im Grunde ebenfalls positiv. „Projektfinanzierungen werden komplexer, aber auch sehr viel professioneller.“ Weitere Chance: der Preisverfall der Module. „Geldgeber rechnen rückwärts. Um ihre aktuellen Renditeerwartungen erfüllen zu können, darf ein Megawatt höchstens drei Millionen Euro kosten – eine Herausforderung für die Industrie.“

Eine Herausforderung, der einige Unternehmen unter Umständen nicht gewachsen sein werden. Peter van Egmond Rossbach vom britischen Investmenthaus Impax warnt vor den Folgen, die Pleiten von Herstellern oder Projektierern für die ganze Branche haben können. „Es gibt Risiken im System, die weit über das Thema Einspeisetarife hinausgehen. Für große Investoren ist Photovoltaik immer noch relativ neu. Ein großes Projekt, das vor die Wand fährt, kann viel Vertrauen zerstören. Dann gerät die Branche noch mehr unter Druck.“ Denn ob die Zahlen, die der Branchenverband EPIA in seiner bis zum Jahr 2013 reichenden Marktprognose vorgelegt hat, Wirklichkeit werden, hängt wesentlich davon ab, dass Kapital fließt. „Bisher sind die Quellen nicht ausgetrocknet, trotz Finanzkrise. Immerhin wurden in der EU in den vergangenen sechs Monaten für Wind- und Solarprojekte Kredite im Wert von drei Milliarden Euro abgeschlossen.“

Viele Unternehmen machen sich außerdem auf die Suche nach neuen Quellen. First Solar beispielsweise will sich künftig nicht mehr mit der Rolle als Hersteller begnügen: Der Dünnschicht-Spezialist plant, sich bei Projekten als (Co-)Investor zu betätigen. Ende Februar, bei der Vorstellung der letzten Quartalszahlen, erwähnte Finanzchef Jens Meyerhoff „ein großes Projekt in Deutschland“, bei dem First Solar Kapital investieren und die Verhandlungen über die langfristige Finanzierung übernehmen wolle. Details zu dem Vorhaben gibt es bisher nicht. Aber auch Ideen wie diese verringern die Sorge der Branche, dass der Flaschenhals, der ihre Entwicklung seit Jahren bremst, nicht verschwindet, sondern sich lediglich aus dem Upstream- in den Downstreambereich schiebt.