Freiflächen-PV - neue Chancen für Investoren

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Nachdem seit 2015 nach der Freiflächenanlagenausschreibungsverordnung (FFAV) alle PV-Freiflächenanlagen ab 100 kWp an der Ausschreibung teilnehmen mussten, um eine feste Vergütung über 20 Jahre nach dem EEG zu erhalten, bietet das EEG 2017 wieder neue Möglichkeiten. PV-Anlagen bis 750 kWp sind von der Ausschreibungspflicht befreit. Der Artikel gibt einen Überblick über Chancen und stellt die Besonderheiten dar.

​Freiflächenausschreibungsverordnung

Im April 2015 ging die erste Ausschreibungsrunde für Freiflächenphotovoltaikanlagen im Rahmen der Freiflächenausschreibungsverordnung (FFAV) an den Start. Ab September 2015 wurde die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren für alle Freiflächenphotovoltaikanlagen ab 100 kWp verpflichtend. Anlagenbetreiber die im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens eine Förderung erhalten, sind dazu verpflichtet, den gesamten erzeugten Strom in das öffentliche Netz einzuspeisen. Somit sind keine Geschäftsmodelle möglich, die auf Eigenverbrauch basieren.

 

Änderungen durch das EEG 2017

Das EEG 2017 stellt das Fördersystem für die meisten Erneuerbaren Energien auf Ausschreibungen um. Dies gilt allerdings erst für Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 750 kWp. In der Folge sind PV-Anlagen mit einer Leistung von maximal 750 kWp von der Ausschreibungspflicht befreit und
können sich – ohne an einer Ausschreibung teilgenommen zu haben – über eine Vergütung freuen. Hierbei kann der erzeugte Strom auch für den Eigenverbrauch genutzt werden. PV-Anlagen ab einer Größe von 100 kWp fallen dabei nach wie vor unter die verpflichtende Direktvermarktung. Die Vergütung
für Freiflächenphotovoltaikanlagen beträgt somit unabhängig von der Größe 8,91 Cent/kWh1 (siehe § 48 Abs.1 EEG 2017). Bei den sogenannten PV-Dachanlagen ist die Vergütung dagegen abhängig von der Größe der Anlage gestaffelt (siehe § 48 Abs. 2 EEG 2017).

 

Die Flächenkulisse für Freiflächenphotovoltaikanlagen richtet sich nach § 48 Abs. 1 Nr. 3 c) und umfasst u. a.:

 

  • Flächen, die längs von Autobahnen oder Schienenwegen liegen, und die Anlage in einer Entfernung bis zu 110 Metern, gemessen vom äußeren Rand der befestigten Fahrbahn, errichtet worden ist;
  • Flächen, die zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplans bereits versiegelt waren;
  • Konversionsflächen aus wirtschaftlicher, verkehrlicher, wohnungsbaulicher oder militärischer Nutzung. 

 

Geschäftsmodelle

Durch die Herausnahme von PV-Anlagen mit einer Anlagenleistung von bis zu 750 kWp aus dem Ausschreibungsverfahren geraten (wieder) verschiedene Geschäftsmodell ein den Fokus, die auch für Investoren wirtschaftlich interessant sein können. Bei den erwähnten Geschäftsmodellen kann es sich um PV-Anlagen zur „klassischen” Volleinspeisung des erzeugten Stroms handeln oder um sogenannte Eigenverbrauchsmodelle. Während bei der klassischen Volleinspeisung der gesamte erzeugte Strom gegen eine Vergütung nach EEG im öffentlichen Netz ankommt, beruhen Eigenverbrauchsmodelle auf dem (anteiligen) Verbrauch des erzeugten Stroms direkt vor Ort. Der Eigenverbrauch zeichnet sich dadurch aus, dass Anlagenbetreiber und Stromverbraucher nach EEG personengleich sind.

 

Während reine Einspeiseanlagen relativ einfach umzusetzen sind, stellt die Verpachtung von Photovoltaikanlagen mit dem Ziel des Eigenverbrauchs zwar eine etwas komplexere Aufgabe dar, erzielt
in der Regel jedoch auch höhere Renditen.

 

Möchte ein Kunde einen Teil seines Strombezugs durch PVStrom decken, scheut aber die Investitionskosten für eine PVAnlage, bietet sich die Verpachtung durch einen Investor an. Eine solche Situation ist nicht unüblich, da viele Unternehmen ihre liquiden Mittel nicht langfristig in einem Bereich binden wollen, der nicht ihrer Kernunternehmenstätigkeit entspricht. Der Investor tritt hierbei als Verpächter der PV-Anlage, das Unternehmen als Pächter auf. Beide schließen einen meist 20-jährigen Pachtvertrag mit einem festen monatlichen Pachtzins. Die Ermittlung der Höhe der Ratenzahlung erfolgt anhand einer Wirtschaftlichkeitsberechnung. Die Verpachtung hat aus EEGrechtlicher Sicht die Personenidentität zwischen Anlagenbetreiber und Letztverbraucher zur Folge und das Unternehmen wird zum Eigenverbraucher (§ 3 Nr. 19 EEG 2017). Der Vorteil ist, dass auf die eigenerzeugten und selbst verbrauchten Strommengen nur die verringerte EEG-Umlage in Höhe von 40 Prozent anfällt (§ 61 Abs. 1 EEG 2017). Der Investor profitiert so von einer Vorfinanzierung der PV-Anlage und mit Eigenkapitalverzinsung, quasi als Kapitalanlage, mittels der Pachtzahlung refinanziert. Die Strommenge, die nicht selbst durch das Unternehmen verbraucht werden kann, wird ins öffentliche Netz eingespeist, wobei dies (außer bei Kleinanlagen) über einen Direktvermarkter erfolgt. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit dieser Konzepte sind der substituierte Strombezugspreis des Pächters und eine möglichst hohe Eigenverbrauchsquote.

 

Um diese zu erreichen, muss die Anlagengröße auf den Verbrauch des Stromabnehmers (Pächters) ausgelegt werden. Der ins Netz eingespeiste Anteil sollte aus wirtschaftlichen Gründen so gering wie möglich bleiben, da die Vergütung für diese Strommenge je nach Anlagenkonfiguration nicht die Stromgestehungskosten deckt. Um eine hohe Eigenverbrauchsquote zu erzielen, könnte auch eine Ost-West-Ausrichtung der Anlage zu empfehlen sein, um die typische Erzeugungsspitze einer Anlage mit Südausrichtung zur Mittagszeit zu begrenzen und eine gleichmäßigere Erzeugung über den Tag hinweg zu gewährleisten. Es ist auch möglich, mehrere Anlagenteile an verschiedene Kunden zu verpachten. Sobald mehr als ein Abnehmer für den erzeugten Strom der PV-Anlage vorgesehen ist, sollte die Anlage durch Nutzung von dezentralen Wechselrichtern aufgegliedert werden. Die Größe der einzelnen Teilanlagen sollte dann wiederum an den Verbrauchsmengen (Lastprofilen) der entsprechenden Abnehmer orientiert sein.

 

Fazit

Geschäftsmodelle außerhalb des Ausschreibungsverfahrens sind wirtschaftlich weiterhin interessant. Die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren ist mit hohen Projektentwicklungskosten verbunden, da insbesondere monetäre Sicherheiten (Bid Bonds) gestellt werden müssen. Des Weiteren kann die Wirtschaftlichkeit des Projekts nur nach erfolgreicher Teilnahme am Ausschreibungsverfahren abschließend ermittelt werden, weil erst zu diesem Zeitpunkt die Vergütung bekannt ist. Das Pilotausschreibungsverfahren für Freiflächenphotovoltaikanlagen hat ebenfalls gezeigt, dass ein starker Wettbewerb bei den Ausschreibungen herrscht. Dadurch sind die Vergütungssätze bei den einzelnen
Ausschreibungsrunden kontinuierlich gesunken. Sollte bei einer Ausschreibungsrunde kein Zuschlag für das Projekt erteilt werden, ist die nächste Ausschreibungsrunde abzuwarten, und das Projekt liegt für mehrere Monate auf Eis. Außerhalb des Ausschreibungsverfahrens wird der Vergütungssatz dagegen nicht wettbewerblich ermittelt, sondern hängt lediglich vom Inbetriebnahmezeitpunkt der Anlage ab. Hier ist zeitiges Handeln zu empfehlen, da wie zuvor auch die Vergütungssätze einer  usbauabhängigen Degression unterliegen.

 

Gerne unterstützt Sie Rödl & Partner bei allen Projektschritten – von der ersten Wirtschaftlich­keits­einschät­zung bis zur Ausgestaltung der Pachtverträge.

 

 

 

1 Vergütung im Januar 2017. Bei späterer Inbetriebnahme muss die Degression berücksichtigt werden.

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