Christopher Bösl, Projektleiter Strategy & Corporate Finance, IKB Finanzierungsmarktplatz
Die Finanzierung von Batteriespeichern folgt eigenen Regeln. Christopher Bösl vom IKB Finanzierungsmarktplatz erklärt, worauf Projektierer und Stadtwerke achten müssen.
Herr Bösl, warum ist die Finanzierung von Batteriespeichern komplexer als bei klassischen EE-Projekten?
Christopher Bösl: Der wesentliche Unterschied liegt im Erlösmodell: Während Wind‑ und PV‑Anlagen häufig über EEG‑Vergütungen oder langfristige PPAs planbare Cashflows erzielen, sind Speichererlöse marktgetrieben (Arbitrage/Spot‑ und Intraday‑Handel, Regelleistung, Netzdienstleistungen) und damit volatil. Das führt zu konservativeren Bankbewertungen, höheren Eigenkapitalquoten und kürzeren Fremdkapitallaufzeiten. Zudem sind Betriebserfolg und Cashflows software‑ und strategieabhängig, was zusätzliche Prüfungen auslöst.
Was prüfen Banken bei Speicherprojekten besonders genau?
Christopher Bösl: Neben den Erlösen schauen Banken vor allem auf Technik und Betrieb: Wie schnell altert die Batterie (Degradation) und wie viele Zyklen sind realistisch? Welche Leistungs‑/Verfügbarkeitsgarantien gibt es und welchen Track‑Record hat der O&M‑Partner? Zusätzlich erwarten Banken finanzielle Puffer – etwa ein Schuldendienst‑Reservekonto (DSRA). Die Kreditauflagen sind meist vorsichtig. Cash‑Sweep‑Regeln sorgen dafür, dass Überschüsse vorrangig der Schuldentilgung dienen.
Professionelle Vorbereitung ist der Schlüssel.
Haben Sie ein konkretes Praxisbeispiel?
Christopher Bösl: Die EWR AG Worms hat erfolgreich einen 30-MW-Batteriespeicher realisiert, dessen Erlöse aus dem Arbitragehandel am Spotmarkt stammen. Ausschlaggebend waren die saubere SPV‑Struktur (Special Purpose Vehicle), eine systematische Bankansprache sowie lückenlose technische und wirtschaftliche Dokumentation inklusive Garantien und O&M‑Konzept – ein gutes Beispiel dafür, dass auch marktgetriebene Projekte bei professioneller Vorbereitung finanzierbar sind.
Stichwort Repowering von Wind- und Solarparks: Welche Rolle spielen Batteriespeicher hier?
Christopher Bösl: Mit einem co‑located Speicher werden Einspeisespitzen gepuffert und Abregelungen verringert; der Grund‑Cashflow der Erzeugung wird stabiler und die Bankfähigkeit verbessert sich gegenüber Stand‑alone‑Speichern. In der EEG‑Innovationsausschreibung lassen sich solche Kombinationsprojekte förderseitig abbilden – das erhöht die Planbarkeit. Perspektivisch stärkt Repowering diese Rolle, weil bestehende Infrastruktur erneuert und effizienter genutzt wird.
Wie unterstützt der IKB Finanzierungsmarktplatz konkret?
Christopher Bösl: Wir begleiten Projektierer und Stadtwerke von der bankengerechten Vorbereitung über die strukturierte Ausschreibung bis zur gezielten Kapitalgeberansprache. Dabei identifizieren wir die passenden Finanzierungspartner und platzieren das Vorhaben bei den entscheidungsrelevanten Ansprechpartnern in den für Speicherprojekte geeigneten Banken. Da viele Institute Speicherprojekte nach Größe und Dokumentationsstandard priorisieren, sorgen wir dafür, dass Projekte frühzeitig die Kriterien erfüllen und mit vollständigen Unterlagen in die Entscheidungsprozesse gelangen.
