Spanien gehört zu den europäischen Ländern mit der höchsten Sonneneinstrahlung, in 2013 erreichte die installierte Photovoltaikleistung 4,6 GW.
Nach einem erheblichen Ausbau von 637 MW im Jahr 2007 auf 4.261 MW im Jahr 2011, vorangetrieben durch damals geltende Tarife, kam die installierte Kapazität bedingt durch eine Änderung der gesetzlichen Rahmenbedingungen fast völlig zum Erliegen.
Die Tatsache, dass die auf Versteigerungen erzielten Tarifpreise in Ländern wie Mexiko oder Chile Werte unter 32 EUR/MWh erzielten, zeigte, dass die Netzparität auch in Spanien hätte erreicht werden können. Diese Tatsache wurde ferner unterstützt von historischen Durchschnittspreisen für Strom, die im Durchschnitt bei über 40 EUR/MWh lagen.
Diese Projekte sind zukunftsorientiert und es wäre verkehrt, das Argument über den Geschäftsnutzen ausschließlich auf den bisherigen Strompreisen aufzubauen. Eine verfügbare Informationsquelle für eventuelle zukünftige Kosten sind die Derivatemärkte wie EEX, OMIE, OMIP. Dort sehen wir für die Jahre 2020, 2021 und 2022 Terminpreise in Höhe von 54, 51 und 49 EUR/MWh, welche weit über den 32 EUR/MWh der Projekte in Mexiko und Chile liegen.
Die Netzparität bewahrheitete sich, als die spanische Regierung eine installierte Leistung von rund 8.000 MW versteigerte. Die erfolgreichen Bieter dieser Auktion verlangten keinen Tarif. Die Argumente über den Geschäftsnutzen und die Abhandlung, welche diese Schlussfolgerung stützen, waren nur der einfache Teil. Der Weg von der ersten Idee bis zur fertig gebauten Anlage ist lang.
Die unterschiedlichen, oben dargestellten Phasen zeigen einige der Hürden auf, die überwunden werden müssen, damit das Projekt in die Endphase gelangen kann:
- Regulierung: In Spanien gab es regulatorisch seit 2012 keine wesentlichen Veränderungen, zu welchem Zeitpunkt noch Tarife galten. Darüber hinaus ist die derzeit geltende Gesetzgebung weiterhin zu vielseitig interpretierbar formuliert worden, wodurch die Ungewissheit bei ihrer Auslegung zu unangenehmen Überraschungen führen kann.
- Finanzierung: Wie überzeugt man Banken, ein Projekt zu finanzieren, bei dem sie volles Händlerrisiko tragen? Wie kann man sie dabei unterstützen, sich von einer Welt mit Tarifen zu einer mit Kassapreisen weiter zu entwickeln? Wesentlich ist der dritte Punkt, der Strombezugsvertrag (PPA).
- PPA: Dieser Vertrag bietet den meisten Banken den Komfort, den sie in dieser neuen Projektreihe suchen. Der PPA war auf dem iberischen Markt nicht vertreten, was bedeutete, dass man mit der finanzierenden Partei sowie dem PPA-Abnehmer zusammenarbeiten musste, um diese und deren Ausschüsse davon zu überzeugen, dass sie ein überschaubares Risiko übernehmen würden. Auch Abnehmer müssen ihr Risiko abdecken, und da für den PPA in Kombination mit einem strukturierten Markt keine einheitliche Regelung besteht, lässt er sich nicht problemlos aus ihrer Bilanz entfernen.
Diese Mischung aus Händlerrisiko, PPA und mangelnder Standardisierung führt dazu, dass Abnehmer und Finanzierungspartner diesen Finanzierungsstrukturen äußerst bedachtsam begegnen, was das vorzeitige Ende eines Projekts bedeuten kann.
- EPC: Ein entscheidender Teil des Prozesses erweist sich in Spanien aufgrund des historischen Verhältnisses zu Photovoltaikanlagen, der beträchtlichen Menge an Anbietern im Bereich Engineering, Procurement and Construction, kurz EPC (zu Deutsch: Detailplanung, Beschaffung und Errichtung) und dem etablierten Know-how als etwas unkomplizierter.
Risiken und Schwierigkeiten bieten auch mögliche Gewinnchancen für diejenigen, die frühzeitig tätig werden. Die Anstrengungen derjenigen, die frühzeitig tätig werden, begünstigen eine Renaissance der Photovoltaik in Spanien, wo eine neu installierte Photovoltaikleistung von mehr als 20 GW dank der Bereitstellung von Bank- oder Versicherungsbürgschaften bereits ihre Netzkapazität gesichert hat.
Die Zukunft der Photovoltaikindustrie in Spanien ist glänzend, allerdings sind Projekte mit gesicherten Verhältnissen auf Änderungen in den Vorschriften, der Finanzierung und der PPA-Standardisierung angewiesen, bevor die oben genannten 20 GW an neuer installierter Photovoltaikleistung Realität werden können.
Autor
Alcazar Santos César, Senior Investment Manager at aventron – www.aventron.com
Investment Manager mit über 18 Jahren Erfahrung. César Santos Alcazar ist im Besitz eines Ingenieurdiploms, eines MBA und eines CFA Charter, die es ihm ermöglicht haben, den gesamten Lebenszyklus von Investitionen sowie Merger & Acquisitions mit Schwerpunkt Infrastruktur (erneuerbare Energien) strategisch zu steuern. Er hat eine Schlüsselrolle bei über 60 Debt/Equity-Transaktionen im Bereich der erneuerbaren Energien mit einem Volumen von mehr als 500 MEUR gespielt. César leitet derzeit die Mergers & Acquisitions und Entwicklungsaktivitäten von aventron in Südeuropa und fungiert auch als Finanzspezialist in den übrigen Regionen, in denen aventron vertreten ist.
