Qualität und Langlebigkeit der Module spielt für die Sicherheit von Investments eine wichtige Rolle. Florian Furtlehner erläutert, wie die Deutsche Kreditbank bei der Finanzierung von Projekten die Qualität im Blick behält.
Nur betriebswirtschaftliche Zahlen reichen für eine Kreditvergabe nicht aus. Ingenieurwissen ist gefragt – wie sind Sie da als Bank aufgestellt?
Florian Furtlehner: Wir bilden nicht nur das kaufmännische, sondern auch das technische Know-how in der Bank ab. Ich selbst bin Ingenieur, habe früher bei einem Modulhersteller gearbeitet, aber auch Erfahrungen in der Projekt- und Bauleitung gesammelt. Wir arbeiten im Tandem aus Ingenieur und Finanzierungsexperte und ermöglichen dem Kunden so die bestmögliche Beratung. Das handhaben wir auch in anderen Bereichen wie Windkraft, Biomasse, Speicher und Wasserkraftprojekten auf diese Weise.
Wie halten Sie Ihr Know-how auf dem neuesten technischen Stand?
Wir tauschen uns intensiv mit Marktteilnehmern aus. Besonders mit den Prüflaboren sind wir in ständigem Austausch. Ebenso haben wir engen Kontakt zu Gutachtern, die für uns Abnahme- oder Ertragsgutachten erstellen. Wir selbst gehen auch raus zu den Anlagen und sprechen mit den Projektierern oder Subunternehmen. Schulungen, Webinare und Messen sind weitere Möglichkeiten, die wir nutzen. Dennoch stimmt auch, dass der Markt nicht vollständig transparent ist. Häufig gibt es Vertraulichkeitsvereinbarungen, die es anderen Marktteilnehmern schwer machen, Informationen zu erhalten.
Gilt das für die anderen Branchen der erneuerbaren Energien auch?
Bei Windkraft gehen wir anders heran. Dort sehen wir die Hardware nicht als Hauptrisikotreiber, sondern eher die Ausgestaltung der Betriebsführungsverträge beziehungsweise die Qualität des Betriebsführers selbst. Das technologische Risiko wird durch eine generelle Beschränkung auf sechs bis sieben finanzierbare Hersteller auf dem deutschen Markt minimiert. In dieser Erzeugungsart sind zudem Vollwartungsverträge üblich, die über einen sehr langen Zeitraum zum Beispiel 97 Prozent Verfügbarkeit garantieren. Das gibt es bei Photovoltaik fast gar nicht. Bei Photovoltaik kämpfen wir eher um die Qualität von Modulen.
Fordern Sie Produktspezifikationen im Vertrag?
Wir nehmen auf die Ausgestaltung der Verträge keinen aktiven Einfluss, sondern geben lediglich Empfehlungen ab. Wir definieren allgemeine Mindestanforderungen und Akzeptanzkriterien. Bei Verträgen, die davon abweichen, beschränken wir die Finanzierung.
Welche Möglichkeiten haben Sie dann, die Modulqualität zu sichern?
Wir können die Auszahlung unter den Vorbehalt positiver Modultests stellen. Dazu stellen wir unseren Kunden unseren Prüfkatalog für die Modultests zur Verfügung. Darin sind auch die Fail/Pass-Kriterien festgehalten, die wir zusammen mit den Prüflaboren entwickelt haben. Die Tests sind übrigens unterschiedlich je nach Technologie. Bei einem Perc-Modul würden wir zum Teil andere Tests machen als bei einem Standardmodul. Wir empfehlen unseren Kunden, diesen Prüfkatalog inklusive Fail/Pass-Kriterien als Lieferbedingung vertraglich festzuhalten. So können sie ihren Lieferanten klare Kriterien vorgeben, die deren Produkte erfüllen müssen.
Wird sichergestellt, dass die Modultests auch die Qualität der tatsächlich verbauten Module abbilden?
Die getesteten Module müssen aus der gleichen Charge sein wie die verbauten Module. Das muss mittels Seriennummer und Flashlisten nachgewiesen werden. Praktisch funktioniert das so, dass der Kunde eine Palette der auf der Baustelle angelieferten Module direkt weiter ins Prüflabor schickt. Je nachdem, an welche Auszahlungstranche der Modultest gebunden ist, wird auch erst dann ausgezahlt, wenn positiv getestet wurde. Entsprechen die Module nicht den Spezifikationen, kann der Kunde gegenüber dem Hersteller Austausch verlangen, zumindest wenn dies auch vertraglich geregelt wurde.
Minimieren die Tests tatsächlich wichtige Risiken, haben sie sich in der Praxis bewährt?
Auf jeden Fall. Wenn eine Modulcharge positiv getestet wurde, dann performen die Module auch. Das Risiko, dass es ein Problem aufgrund des Produktes gibt, ist damit extrem minimiert. Mit den geforderten Tests sind auch die Hersteller sensibilisiert und reagieren in der Regel darauf. Dennoch können natürlich bei der Installation Fehler gemacht werden. Aus diesem Grund muss es ab einem bestimmten Finanzierungsvolumen auch ein Abnahmegutachten durch einen unabhängigen Gutachter geben.
Neue Technologien bringen auch neue mögliche Schwachstellen mit sich. Wie gehen Sie damit um?
Bei neuen Modultechnologien halten wir uns bewusst zurück. Wir warten ab, bis der Hersteller ausreichend große Referenzen nachweisen kann, am besten auch in Deutschland. Zusätzlich stimmen wir uns mit den Testlaboren ab, da unter Umständen auch die Tests angepasst werden müssen. Bei Perc-Modulen werden aufgrund des unterschiedlichen Aufbaus der Module und der eingesetzten Materialien andere Tests als bei Standardmodulen durchgeführt. Wenn wir das notwendige Know-how zu den neuen Technologien aufgebaut haben, die Tests ausgereift sind und standardisiert von verschiedenen Prüflaboren durchgeführt werden können, dann finanzieren wir auch.
Was hat sich in den letzten Jahren bei der Kreditvergabe geändert?
Der Umgang mit Wechselrichtern hat sich stark verändert. Am Anfang forderten die Hersteller noch Vollwartungsverträge und weitere Sicherheiten. Dieses Risiko sehen wir bei den Wechselrichtern mittlerweile überhaupt nicht mehr. Der Austausch mangelhafter Produkte ist sehr leicht möglich, da es in allen Leistungsklassen eine entsprechende Produktauswahl gibt. Zudem ist die EEG-Vergütung nicht gefährdet, wenn Wechselrichter ausgetauscht werden. Auch Wartungsverträge sehen wir inzwischen weniger problematisch. Durch die Konsolidierung des Marktes haben sich auch in diesem Segment die Dienstleister professionalisiert.
Welche anderen Risiken sehen Sie als Bank in der Projektfinanzierung?
Als größtes Risiko sehen wir die Sicherung und den Erhalt der EEG-Vergütung. Die Komplexität, die das Gesetz angenommen hat, ist enorm. Die vielen Änderungen, Übergangsvorschriften und neue BGH-Urteile führen mitunter zu Rechtsunsicherheit.
Können Sie dafür Beispiele nennen?
Ein Beispiel hierfür ist ein Urteil des BGH aus 2017 über die Vergütungsfähigkeit von Anlagen, deren Inbetriebnahme zeitlich vor Satzungsbeschluss der Gemeinde über den Bebauungsplan lag. Hintergrund war eine Änderung einer Formulierung im EEG 2012. Nach diesem BGH-Urteil gab es Streitfälle, in denen der Netzbetreiber die EEG-Konformität anzweifelte und die Vergütungszahlungen erst einmal einstellte. Das ist natürlich ein extrem großer wirtschaftlicher Schaden, selbst wenn die Vergütungszahlungen nach Klärung wieder aufgenommen wurden. Auch die Thematik der Anlagenzusammenfassung gehört in diese Risikokategorie, wie auch die Flächendefinition. Es gibt durch diese Unsicherheiten Szenarien, die zum vollständigen Vergütungsausfall führen können.
Das Gespräch führte Petra Franke.
