Dass sich mit Batteriespeichern gutes Geld verdienen lässt, ist längst kein Geheimnis mehr. Bis 2030 dürften rund 17 Gigawatt an neuen Batteriegroßspeichern ans Netz gehen. Angesichts des aktuellen Ausbaus von gerade mal knapp vier Gigawatt ist das ein ordentlicher Sprung. Die Entwicklung wird vom Markt getrieben. In der sogenannten Multi-Market-Optimierung ergeben sich Erlöse von 200.000 Euro im Jahr pro Megawatt installierter Leistung bei einem Zwei-Stunden-System. Marktindizes zeigen jedoch auch starke monatliche Schwankungen. Im Januar waren es 110.000, im April 200.000 und vergangenen September 350.000 Euro pro Megawatt Leistung. Für Banken und Investoren sind solche Fluktuationen der erwartbaren Cashflows ein Problem.
Denn wer Fremdkapital oder institutionelles Kapital für große Speicherprojekte einwerben will, benötigt planbare Cashflows. Genau deshalb gewinnen vertraglich abgesicherte Erlösmodelle an Bedeutung, wie gleich eine Reihe an Experten auf dem Battery Business & Development Forum (BBDF) in Frankfurt am Main darlegten. Gerade das Tolling rückt daher stärker in den Fokus. Beim Tolling überlässt der Eigentümer eines Batteriespeichers die Vermarktung ganz oder teilweise einem Vertragspartner. Dieser übernimmt das Marktpreisrisiko und zahlt dem Betreiber im Gegenzug eine fixe Vergütung. Der tatsächliche Handelserfolg liegt dann beim Abnehmer. In der Praxis sind diese Abnehmer große Energieversorger, manchmal auch Energiehändler oder seltener auch industrielle Stromverbraucher. Sie tragen kein Investitionsrisiko für die Batterie, können aber mit der Flexibilität des Speichers Geld verdienen. Der Speicherbetreiber wiederum erhält planbare Erlöse und verbessert die Bankfähigkeit ihres Projekts. Deutschland ist dafür derzeit ein besonders interessanter Markt.
Größere Projekte, mehr abgesicherte Erlöse
Der Grund liegt nicht nur in der Größe des deutschen Strommarkts. Entscheidend ist auch der Verhandlungsspielraum. „Je größer die Spanne zwischen Mindest- und Maximalerlösen, desto interessanter wird ein Markt für Tolling“, sagt Eva Zimmermann, Senior Research Associate bei Aurora Energy Research. Sie betrachtete dafür die Spanne zwischen den minimal notwendigen Erlösen, damit ein Speicher wirtschaftlich betrieben werden kann, also der Deckung der Investitions- und Betriebskosten einerseits und den potenziellen maximalen Erlösen bei voller Marktexposition andererseits. Deutschland schneidet dabei gut ab. Zwar sind die Kosten höher als etwa in Spanien, unter anderem wegen der Baukostenzuschüsse. Gleichzeitig sind aber auch die möglichen Vermarktungserlöse höher. „In Deutschland ist der Spielraum dazwischen hoch“, sagt Zimmermann. „Das heißt, da hat man möglichst viel Spielraum für vertragliche Ausgestaltungen.“
Mit wachsender Marktreife steigen auch die Speichergrößen. Wo früher Projekte mit 20 oder 50 Megawatt dominierten, werden heute zunehmend Anlagen mit 100 Megawatt Leistung und als Zwei-Stunden- oder gar Vier-Stunden-System und mehr entwickelt. Damit steigen die Kapitalanforderungen. Solche Projekte benötigen häufig mehr Fremdkapital, also Darlehen von einer Bank, und bei noch größeren Projekten steigt der Eigenkapitalanteil über Investoren wie Infrastrukturfonds, Rentenfonds oder Vermögensverwalter. Diese Kapitalgeber akzeptieren die starke Volatilität reiner Markterlöse meist noch weniger als Banken. „Tolling wird vor allem dort relevant, wo große Speicher auf risikoaverse Kapitalgeber treffen“, sagt Zimmermann.
Je größer das Projekt, desto größer wird in vielen Fällen der Bedarf an abgesicherten Erlösen. Entscheidend ist dabei die konkrete Ausgestaltung. Anna von Bremen, Anwältin bei Osborne Clarke, sagt, die Wahl des Modells hänge stark davon ab, wie das Projekt finanziert ist, wer die Risiken tragen kann und ob es sich um eine einzelne Projektgesellschaft oder um ein größeres Portfolio handelt. Viele dieser Strukturen sind noch jung und werden derzeit von Projekt zu Projekt individuell verhandelt.
Wie viel eines Projekts abgesichert werden muss, lässt sich allerdings nicht pauschal beantworten. Das hängt von der Eigentümerstruktur, Kapitalgebern, Risikoappetit, Projektgröße und auch der Portfoliogröße des Investors ab. Ein Investor mit großem Portfolio kann auch ein 100-Megawatt-Projekt mit höherem Markterlösanteil verkraften. Eine einzelne Projektgesellschaft mit hoher Fremdkapitalquote eher nicht. Zimmermann geht davon aus, dass in Zukunft etwa 40 bis 50 Prozent der deutschen Batteriekapazität unter Tolling-Strukturen stehen könnten. Das bedeutet allerdings nicht, dass jede einzelne Batterie zur Hälfte getollt wird, sondern beschreibt eher einen Durchschnitt über den Gesamtmarkt.
Unabhängig von der konkreten Ausgestaltung gilt für alle Tolling-Modelle, dass der Tolling-Abnehmer das Risiko schwankender Erlöse übernimmt und sich dieses Risiko bezahlen lässt. Für den Speicherbetreiber bedeutet das im Gegenzug, dass er einen Teil der potenziellen Markterlöse abgibt. Vor diesem Hintergrund erscheint es sinnvoll, nur den Anteil der Batteriekapazität über Tolling abzusichern, der für eine möglichst günstige Finanzierung erforderlich ist. Die verbleibende Kapazität kann weiterhin frei am Markt optimiert werden.
Wie dieses Verhältnis optimal ausgestaltet sein sollte, hat Zach Williams, Strategieberater bei Modo Energy analysiert. Eine allgemeingültige Kennzahl gibt es nicht. Vielmehr zeigt seine Auswertung, wie sich die Projektrendite in Abhängigkeit vom angebotenen Tolling-Preis und dem Anteil vertraglich fixierter Erlöse entwickelt. Bei höheren Tolling-Preisen oberhalb von 115.000 Euro pro Megawatt und Jahr steigt die Rendite zunächst mit wachsendem abgesichertem Anteil deutlich an, flacht jedoch ab einem Niveau von rund 80 Prozent sichtbar ab. Der Grund liegt in der Finanzierungsstruktur: Banken stellen in der Regel nicht mehr als etwa 80 Prozent Fremdkapital zur Verfügung. Der verbleibende Anteil muss über Eigenkapital finanziert werden und erzielt in vielen Fällen höhere Renditen, wenn er der Marktexposition ausgesetzt bleibt.
Für Kapitalgeber zählt dabei nicht nur, dass ein Tolling-Agreement abgeschlossen wurde, sondern auch die Bonität des Vertragspartners. Ein Tolling mit einem namhaften Energieversorger oder industriellen Abnehmer ist aus Finanzierungssicht attraktiver als ein Vertrag mit einem kleinen, unbekannten Marktakteur. „Ein langfristiger Vertrag ist letztlich nur so gut wie die Gegenpartei, die ihn erfüllen kann“, sagt Zimmermann.
Dabei lohnt sich ein genauer Blick auf die Interessenlage großer Energieversorger als Abnehmer. Williams weist darauf hin, dass ein Versorger einen Batteriespeicher nicht zwingend nur als isoliertes Handelsasset betrachtet. Für große Versorger kann ein Speicher vielmehr ein Instrument sein, um das eigene Gesamtportfolio zu optimieren. Wer große Solar- oder Windportfolios hält, profitiert davon, dass Batteriespeicher bei niedrigen oder negativen Preisen laden und zu Hochpreiszeiten wieder entladen.
Hinzu kommt ein zweiter Nutzen. Wenn ein Versorger Strommengen am Day-Ahead-Markt verkauft, die tatsächliche Solar- oder Winderzeugung aber zum Zeitpunkt der Lieferung von der Prognose abweicht, entstehen Ausgleichsenergiekosten. Befindet sich ein Batteriespeicher im selben Bilanzkreis, kann der Betreiber diese Fehlmengen kurzfristig selbst ausgleichen, ohne sie am Markt einkaufen zu müssen.
Ein großer Energieversorger kann daher unter Umständen höhere Tolling-Preise zahlen als ein reiner Optimierer, weil der wirtschaftliche Nutzen des Speichers nicht nur auf Ebene des einzelnen Assets entsteht, sondern im Gesamtportfolio des Unternehmens. Ein Teil dieses Mehrwerts lässt sich über attraktivere Tolling-Raten an den Speicherbetreiber weitergeben.
Verhandlungen
„Häufig verhandeln hier beide Seiten zum ersten Mal – da gibt es noch keinen echten Marktstandard“, sagt Anna von Bremen. Als Partnerin bei der Kanzlei Osborne Clarke leitet sie dort den Geschäftsbereich Energieinnovationen und sitzt regelmäßig in solchen Verhandlungen. Sie berichtet von einem hohen Abstimmungsbedarf zwischen den Parteien.
Hinzu kommt, dass Tolling-Verträge mehrere Fachwelten gleichzeitig verbinden. „Es bringt nichts, wenn nur Juristen am Tisch sitzen – man muss Technik, Handel und Finanzierung gleichzeitig verstehen“, sagt von Bremen. Gerade bei Batteriespeichern gibt es zahlreiche Restriktionen, die im Vertrag berücksichtigt werden müssen: maximale Zyklenzahlen, Lade- und Entladeleistungen, Degradation, garantierte Verfügbarkeit oder Fahrweisen innerhalb der Herstellergarantien. Werden solche Punkte unpräzise geregelt, könne das im schlimmsten Fall zu finanziellen Schäden führen, etwa wenn ein Abnehmer Erlöse erwartet, die technisch nicht umsetzbar sind.
Verspricht ein Betreiber dem Abnehmer etwa eine bestimmte Verfügbarkeit oder bestimmte Entschädigungsmechanismen, ohne diese Ansprüche selbst gegenüber Lieferanten oder Herstellern abgesichert zu haben, entsteht ein erhebliches Risiko. In der Finanzierung spricht man hier vom „Back-to-back“-Risiko: Verpflichtungen nach außen sollten möglichst durch entsprechende Rechte nach innen gedeckt sein.
Auch regulatorische Unsicherheiten spielen eine Rolle. Nachträgliche Netzrestriktionen, neue Netzentgelte oder veränderte Anschlussbedingungen können den Business Case eines Speichers deutlich verändern. „Wenn Verträge nicht sauber aufeinander abgestimmt sind, verspricht man schnell etwas, was man selbst gar nicht liefern kann“, sagt von Bremen. Deshalb wird in vielen Verhandlungen festgelegt, welche Partei solche Risiken künftig trägt und unter welchen Bedingungen Vertragsanpassungen möglich sind.
Ebenso wichtig ist die Frage des richtigen Timings. Nach Einschätzung von Bremen lohnt sich eine ernsthafte Tolling-Verhandlung erst dann, wenn die zentralen Projektrisiken weitgehend geklärt sind. Dazu zählen eine gesicherte Fläche, belastbare Fortschritte im Genehmigungsprozess und vor allem Klarheit beim Netzanschluss. Gerade der Netzanschluss sei häufig der entscheidende Punkt. Solange unklar ist, ob Einspeise- oder Bezugsrestriktionen gelten, tun sich Abnehmer schwer, belastbare Preise anzubieten. Frühzeitig den Markt zu sondieren, erste Gespräche zu führen oder potenzielle Partner kennenzulernen, sei sinnvoll. In die eigentliche Vertragsverhandlung gehe man jedoch besser erst, wenn das Projekt substanziell gereift ist.
Kein Toll wie der andere
Parallel dazu differenziert sich der Markt weiter aus. Während zu Beginn vordergründig über physische Tolling-Verträge gesprochen wurde, entstehen inzwischen mehrere Spielarten, die sich vorwiegend darin unterscheiden, wer die Batterie steuert, in wessen Bilanzkreis sie liegt und wie Erlöse beziehungsweise Risiken verteilt werden.
Beim physischen Toll übernimmt der Abnehmer die Vermarktung und den Dispatch des einzelnen Speichers. Der Speicher wird in den Bilanzkreis des Vertragspartners eingebunden. Dieser handelt die Flexibilität und sendet die entsprechenden Fahrpläne an die Batterie. Der Betreiber kümmert sich vor allem um die Wartung und technische Verfügbarkeit der Anlage. Für Banken ist dieses Modell oft am leichtesten nachvollziehbar, weil Zuständigkeiten und Cashflows vergleichsweise klar verteilt sind.
Beim virtuellen Toll bündelt ein Betreiber einer ganzen Batterieflotte in einem Portfolio und schafft daraus einen Flexibilitätspool. Der Abnehmer mietet dann nicht Batterie A oder Batterie B, sondern beispielsweise 30 Megawatt gebündelte Flexibilität aus mehreren Anlagen. Welche Batterie physisch tatsächlich lädt oder entlädt, spielt für den Abnehmer keine Rolle. Der Vorteil liegt in Portfolioeffekten: Fällt ein Speicher aus oder ist von Netzrestriktionen eingeschränkt, kann ein anderer einspringen. Außerdem können Asset-Besitzer auf diesem Weg einfach über die Vermarktung des marktexponierten Teils ihres Portfolios entscheiden. Dieses Modell eignet sich aber nur für Portfoliobetreiber mit mehreren Assets. Einzelne Projektgesellschaften können hier nicht einsteigen.
Beim Financial Toll bleibt die operative Vermarktung häufig zunächst bei einem Optimierer, der vom Betreiber selbst beauftragt wird. Der eigentliche Tolling-Partner tauscht die schwankenden Markterlöse gegen einen festen Zahlungsstrom. Der Betreiber erhält damit planbare Erlöse, ohne die operative Vermarktung zwingend vollständig aus der Hand zu geben, wie es bei physischem Toll der Fall ist. Ein Vorteil dieser Struktur ist, dass der Betreiber flexibler bleibt und den Optimierer gegebenenfalls wechseln kann, wenn die Performance nicht überzeugt.
Am Ende stellt sich die Frage, ob sich der Markt ähnlich entwickeln wird wie bei Stromabnahmeverträgen: vom hochkomplexen Einzelvertrag hin zu standardisierten Lösungen, die sich schneller und einfacher umsetzen lassen. Theoretisch sei das auch beim Tolling denkbar, sagt von Bremen. In der Praxis sei der Markt davon aber noch weit entfernt. „Im Moment bringt jeder erst einmal seine eigene Hausmeinung in die Verhandlung mit – und nicht selten setzt die sich dann auch durch“, sagt von Bremen. Das Ergebnis seien Verträge, die sich teils stark voneinander unterscheiden und kaum vergleichbar sind.
Von Vereinheitlichung ist bislang wenig zu sehen. Im Gegenteil. Während vor wenigen Jahren noch vor allem über klassische physische Tolling-Modelle gesprochen wurde, hat sich die Zahl der Varianten inzwischen deutlich erhöht. „Ich sehe im Moment eher, dass die Dinge noch komplexer werden“, sagt von Bremen. Erst wenn sich regulatorische Fragen geklärt haben und genügend Projekte umgesetzt wurden, dürfte sich der Markt konsolidieren.