Strukturierte Marktanalyse als Basis zukünftiger Expansionen

​Angesichts einer Reduktion der Förderung, eines Wechsels in das Ausschreibungsmodell durch den Gesetzgeber und eines noch nicht wirklich existierenden Eigenverbrauchsanlagenmarkts in Deutschland entsteht ein Kosten- und Preisdruck, wodurch sich der Solarbranche die aktive Erschließung neuer Geschäftsmodelle und neuer Märkte aufdrängt. Besonders bei einer angestrebten Aufnahme von Auslandsgeschäft kann eine Anpassung des in Deutschland etablierten Geschäftsmodells – typischerweise Anlagenverkauf, Betriebsführung oder neue Vertriebsmodelle wie „Mieterstrom“ oder PV-Pachtmodelle – erforderlich sein, um den dortigen Marktbedingungen Rechnung zu tragen. Im Gegenzug kann auch der Verzicht auf eine Expansion in einen zunächst vielversprechenden Markt sinnvoll sein, wenn die erforderliche Anpassung mit unverhältnismäßigem Aufwand verbunden ist.

Es ist erforderlich, eine systematische Herangehensweise zu entwickeln, welche im Fokus die Fähigkeiten des Unternehmens mit den Bedingungen in potenziellen Zielmärkten abgleicht und dabei unterstützt, unternehmerische Grundsatzentscheidungen zu treffen. Die im Folgenden kurz beschriebenen Faktoren der Analyse vereinen unter anderem Ergebnisse einer global angelegten Marktstudie zur Entwicklung des Levelized Cost of Electricity (LCOE) für Photovoltaik¹ und eine für die Elektrifizierung in Entwicklungsländern entwickelte Marktanalyse-Methodik.²

Der LCOE stellt die Gestehungskosten von Elektrizität in Abhängigkeit von der genutzten Technologie und den systemischen Rahmenbedingungen dar. Insofern ist er der maßgebliche Indikator für die Wettbewerbsfähigkeit von Photovoltaik (respektive der EE-Erzeugungstechnologie) in einem bestimmten Markt. Die Parität („Grid Parity”) von PV-Strom ist erreicht, wenn sein LCOE den Kosten im jeweiligen Marktsegment entspricht. Ist die Netzparität noch nicht erreicht, kann sich PV-Strom in der Regel nur durch (staatliche) Förderung am Markt durchsetzen.

Zielmärkte

Die internationalen Zielmärkte lassen sich entlang verschiedener Achsen kategorisieren. Marktgröße und Wachstumsraten lassen beispielsweise eine erste Auswahl zu. 

Abbildung 1: Geschätzte Marktentwicklung bis 2015³

Hinzu kommen die regulatorischen Rahmenbedingungen, die eine grobe Einteilung in als „politisch“ und „frei“ bezeichnete Märkte zulassen.  „Politisch” bedeutet in diesem Zusammenhang eine überwiegend durch regulatorische Maßnahmen (z. B. Einspeisevergütung, staatliche Ausbauziele der Photovoltaik) bestimmte Nachfrage. Auch in einem „freien” Markt kann die Politik Anreize schaffen (z. B. verkürzte Genehmigungsverfahren, Möglichkeiten der Sonderabschreibung, erleichterter Netzzugang, Zollfreiheit), verzichtet aber auf die Schaffung direkter finanzieller Anreize. In der Regel ist in solchen Märkten die „Grid Parity” (Netzparität bezogen auf Endverbraucherpreise und PV-Systemkosten) der Photovoltaik bereits erreicht. Besonders hinsichtlich der Rahmenbedingungen ist jedoch nicht nur der Status quo zu berücksichtigen. Um regulatorische bzw. politische Risiken zu vermeiden, sollte besonders die aktuelle und künftige Entwicklung in den Mittelpunkt der Betrachtung rücken (Stichwort: regulatorisches Risiko).

 
Der LCOE bildet bei Einbeziehung aller wesentlichen Faktoren die Marktgegebenheiten umfassend in einer einzigen Kennziffer ab.⁴ Die Grafik in Abbildung 2 verdeutlicht dies.

Natürlich beeinflussen nationale und regionale Faktoren den Wert des LCOE erheblich. Die unterschiedliche Verfügbarkeit sowie die Konditionen der Finanzierung, andere Steuergesetzgebung und die im Diskontierungszins abgebildete Höhe des landes- und projektspezifischen Risikos verdeutlichen beispielhaft die Notwendigkeit zur konkreten Ermittlung des LCOE im Zielmarkt. Zudem wird der umfassende Informationsgehalt dieser Kennziffer greifbar.

Die Gliederung der nachfolgend abgebildeten Formel zur Berechnung des LCOE zeigt, dass der LCOE vorwiegend für einen Independent Power Producer (IPP) relevant ist, der alle Größen zu berücksichtigen hat. Das auf die Planung, Beschaffung und Errichtung (EPC) von PV-Anlagen ausgerichtete Unternehmen kann sich allein auf die Berechnung der Kosten der Anfangsinvestition beschränken oder aber den Investitionsfall des Betreibers im Sinne einer Margenoptimierung simulieren.

Abbildung 2: Bestandteile der Formel zur Berechnung des Levelized Cost of Electricity (LCOE) und Ansatzpunkt zur Optimierung

Geschäftsmodelle

Da die Photovoltaik mittlerweile eine etablierte Technologie ist und eine Vielzahl von Anbietern existiert, wird der Kosten- und Preisdruck besonders im EPC-Geschäft auch international spürbar.

Im Hinblick auf die Erwirtschaftung eines berechenbaren, langfristig stabilen Zahlungsstroms (der Stromerlöse) wird die Tätigkeit als Independent Power Producer („IPP”) interessant. Dieses Modell ist wegen des Zeithorizonts von in der Regel bis zu 20 Jahren jedoch auch mit speziellen Risiken behaftet, was zusätzliche Anforderungen an das Risikomanagement stellt. Hervorzuheben sind Währungsrisiken und auch die Bonität des Stromabnehmers – gerade im Hinblick auf Entwicklungsländer.

Ein Nachteil des IPP-Modells kann die Bindung des eingesetzten Kapitals sein, da sich die Anfangsinvestition aus den erwirtschafteten Erlösen über einen verhältnismäßig langen Zeitraum refinanziert und ein Zugriff auf das eingesetzte Kapital im Falle eines plötzlichen Liquiditätsbedarfs nur zeitverzögert oder mit Abschlägen möglich ist. In vielen Ländern stellt die Refinanzierung aus den Stromerlösen jedoch die einzige Möglichkeit dar, da das Kapital für den Aufbau von Erzeugungskapazitäten fehlt. Risikozinsaufschläge müssen sich im Wettbewerb – bspw. bei Ausschreibungen von Erzeugungslizenzen, die letztendlich in Power Purchase Agreements (PPA) münden – in den Stromerlösen (LCOE) darstellen lassen. 

Risiken

Die Risiken im EPC-Modell beschränken sich auf den Zeitraum der Projektentwicklung und den Zeitraum der Produkthaftung, wohingegen der IPP im Extremfall ein Augenmerk auf die gesamte Wertschöpfungskette (Projektentwicklung, Erzeugung, Verteilung, Vermarktung, Verbrauch) haben muss. Hier lassen sich im Vorfeld jedoch bereits systematisch Risiken und Risikomanagementlösungen auf verschiedenen Ebenen (politisch/regulatorisch, soziokulturell, finanziell/volkswirtschaftlich, Verbrauchsgüter, bezogene Leistungen, Finanzierung) identifizieren.⁵
 
Technische Risiken, wie sie im Rahmen des EPC-Modells bestehen, lassen sich auch über einen längeren Zeitraum in gleicher Form durch den IPP beherrschen. Diese nehmen wegen des Wertverlusts und der technischen Optimierung der Anlagen im Zeitverlauf tendenziell sogar ab.

Insbesondere die finanziellen Risiken steigen beim IPP-Modell jedoch stark an. Hier sind im Auslandsgeschäft das Länderrisiko, ein ggf. höheres Kreditrisiko (abhängig vom Abnehmer) und das Wechselkursrisiko hervorzuheben. Auch diese Risiken sind teilweise beherrschbar, doch die Komplexität des Risikomanagements nimmt zu. Beispielsweise verlangt das Wechselkursrisiko nach einer genauen Liquiditätsplanung und einer angepassten Hedging-Strategie, die regelmäßig geprüft werden muss. Die Steuerung der Zahlungsflüsse erfordert einen wirtschaftlich und rechtlich belastbaren Stromabnahmevertrag (PPA), der auch zur Minderung des Kreditrisikos beitragen kann.

Strategien

Die Wechselwirkungen zwischen den Komponenten Zielmarkt, Geschäftsmodell und Risikobereitschaft sind vielschichtig. Ein risikoscheues Unternehmen tendiert in aller Regel zum EPCModell, weil die Ausgestaltung des Projekts hinsichtlich der Rahmenbedingungen im Zielmarkt dem späteren Betreiber zufällt. Wird die Internationalisierung auf Basis des EPC-Modells vorangetrieben, entscheidet in erster Linie der Entwicklungsstand des Zielmarktes über das Risikoniveau. Kleine Märkte mit hohen prognostizierten Wachstumsraten können für einen flexiblen und schnellen Anbieter Einstiegsmöglichkeiten bieten. In einem relativ entwickelten Markt steht der höheren Sicherheit ein tendenziell stärkerer Wettbewerb gegenüber.

Der risikoscheue IPP – immer vorausgesetzt, genügend Kapital steht zur Verfügung – fühlt sich in einem „politischen“ Markt in einem Bieterwettbewerb mit anschließender berechenbarer Vergütung eher wohl als in einem „freien” Markt, selbst wenn die Tendenz zu insgesamt steigenden Strompreisen⁶ und fallenden Gestehungskosten in der Photovoltaik⁷ dem IPP das Potenzial zur langfristigen Steigerung der Margen bietet. In Entwicklungsländern sind natürlich erhebliche Chancen zu realisieren, sollten internationale Förderbanken (KfW Entwicklungsbank, Weltbank) die Fremdkapitalfinanzierung für die Projekte bereitstellen.

Fazit

1. Auf internationalen Märkten bestehen Wachstumsmöglichkeiten. Die Auswahl der Zielmärkte muss sich an der Leistungsfähigkeit und Risikobereitschaft des Unternehmens orientieren.
2. Die Risiken im internationalen Geschäft sind beherrschbar. Angesichts der vergleichsweise höheren Attraktivität des IPPModells – auch bei größerem Risiko – kann eine Anpassung des Geschäftsmodells sinnvoll sein. 

¹ Shah, Vishal, und Jerimiah Booream-Phelps. F.I.T.T. for Investors, Crossing the Chasm. New York, NY, USA: Deutsche Bank Markets Research, 2015.
² Franz, Michael, ed., Ina de Visser, Alexander Huppertz, Dr. Ewan Bloomfield, Drew Corbyn, und Luis E. Osorio-Cortes. Building Energy Access Markets - A Value Chain Analysis of Key Energy Market Systems. Eschborn, Germany: European Union Energy Initiative Partnership Dialogue Facility (EUEI PDF), 2015.
³ Shah, Vishal, und Jerimiah Booream-Phelps. F.I.T.T. for Investors, Crossing the Chasm. New York, NY, USA: Deutsche Bank Markets Research, 2015.
⁴ Darling, Seth B., Fengqi You, Thomas Veselka und Alfonso Velosa. „Assumptions and the Levelized Cost of Energy in Photovoltaics.“ Energy & Environmental Science, 2011: S. 3134.
⁵ Franz, Michael, ed., Ina de Visser, Alexander Huppertz, Dr. Ewan Bloomfield, Drew Corbyn, und Luis E. Osorio-Cortes. Building Energy Access Markets - A Value Chain Analysis of Key Energy Market Systems. Eschborn, Germany: European Union Energy Initiative Partnership Dialogue Facility (EUEI PDF), 2015, S. 21–26.
⁶ Shah, Vishal, und Jerimiah Booream-Phelps. F.I.T.T. for Investors, Crossing the Chasm. New York, NY, USA: Deutsche Bank Markets Research, 2015, S. 13.
⁷ Shah, Vishal, und Jerimiah Booream-Phelps. F.I.T.T. for Investors, Crossing the Chasm. New York, NY, USA: Deutsche Bank Markets Research, 2015, S. 34.