Chancen und Risiken bei Projektfinanzierungen von Kreditinstituten

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

2 Theoretische Grundlagen und Risikomanagement bei Offshore-Wind Projektfinanzierungen
2.1 Charakteristische Merkmale von Projektfinanzierungen
2.1.1 Definition und Charakterisierung
2.1.2 Darstellung der beteiligten Parteien
2.1.3 Überblick und Grundzüge der Cash Flow Modellierung
2.1.4 Ablaufstruktur einer Projektfinanzierung aus Banksicht
2.2 Risikomanagement bei Offshore-Wind Projektfinanzierungen
2.2.1 Definition des Risikobegriffs
2.2.2 Prozesskette des Risikomanagements
2.2.3 Klassifizierung von Projektfinanzierungsrisiken
2.2.4 Übersicht der projektendogenen Risiken
2.2.5 Erläuterung der projektexogenen Risiken
2.2.6 Quantifizierung und Bewertung der Risiken
2.2.7 Maßnahmen zur Reduzierung und Zuteilung von Projektfinanzierungsrisiken

3 Analyse eines fiktiven Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee
3.1 Charakterisierung des Windparks
3.1.1 Festlegung der wichtigsten Standortfaktoren
3.1.2 Technische Ausstattung
3.1.3 Zeitliche und ökonomische Rahmenbedingungen
3.2 Aufbau des Cash Flow Modells
3.2.1 Konzeption und Architektur
3.2.2 Definition der Risikotreiber
3.2.3 Definition der Ergebnisvariablen
3.3 Monte-Carlo Simulation des Windpark Cash Flows
3.3.1 Zielsetzung
3.3.2 Aufbau des Simulationsdesigns und softwareseitige Realisation
3.3.3 Quantifizierung der Risikovariablen
3.3.4 Weitere Simulationsannahmen im Cash Flow Modell
3.3.5 Simulationsverfahren und -ablauf
3.4 Darstellung und Interpretation der Simulationsergebnisse
3.4.1 Kapitaldienstdeckungsrelationen
3.4.2 Liquiditätsperspektive
3.4.3 Investorenorientierte Perspektive
3.4.4 Schlussfolgerungen aus der Risiko- und Kennzahlen­analyse

4 Beurteilung sowie Management der Risiko- und Chancenpotenziale im Rahmen der Projektfinanzierung
4.1 Kritische Würdigung der Risikopotenziale
4.1.1 Exogene Faktoren
4.1.2 Endogene Faktoren
4.1.3 (Kredit-) Risiken im Cash Flow Modell
4.2 Kritische Würdigung der Chancenpotenziale
4.2.1 Exogene F aktoren
4.2.2 Endogene Faktoren
4.2.3 Monte-Carlo basierte Cash Flow Simulation

5 Fazit

Anhang

Literaturverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1 Beteiligte an einer Projektfinanzierung

Abbildung 2 Aufbau einer CF-Modellierung

Abbildung 3 Phasen einer Projektfinanzierung aus Sicht der Initiatoren sowie der Fremdkapitalgeber

Abbildung 4 Prozesskette des Risikomanagements

Abbildung 5 Entwicklung der technischen Verfügbarkeit von Offshore- WEA

Abbildung 6 Erreichbarkeit von ausgewählten Offshore-WEA

Abbildung 7 Vergütungsstruktur von zu unterschiedlichen Zeiten in Betrieb genommenen Offshore-WEA

Abbildung 8 Dauer der erhöhten Vergütung in Abhängigkeit von Küstenentfernung und Meerestiefe

Abbildung 9 Struktur des Cash Flow Modells

Abbildung 10 Risikolose Renditestrukturkurve 10-20 Jahre

Abbildung 11 Wesentliche Risikotreiber für Offshore-WEA

Abbildung 12 Crystal Ball - Menüleiste

Abbildung 13 Entwicklung der Liquidität nach Steuern mit 25 % EKAnteil und 10 Jahren Kreditlaufzeit

Abbildung 14 Entwicklung Discounted Free Cash Flow im P99-Szenario

Abbildung 15 Mögliche EK-LZ-Kombinationen im Basis-Szenario

Abbildung 16 LLCR - Wahrscheinlichkeitsverteilung nach CF-Simulation mit 40 % EK-Anteil und 14 Jahren Kreditlaufzeit

Abbildung 17 Stromerzeugung erneuerbarer Energien im Leitszenario des Jahres 2008

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1 Kapitalarten und -quellen bei einer Projektfinanzierung

Tabelle 2 Möglichkeiten der Risikoklassifizierung

Tabelle 3 Risikomatrix - Projektendogene Risiken für Offshore-WEA

Tabelle 4 Risikomatrix - Projektexogene Faktoren für Offshore-WEA

Tabelle 6 Wirkungsbezogene Maßnahmen im RisikoTabelle 7 Darstellung und Anzahl berücksichtigte Eigenkapital­Kreditlaufzeit-Kombinationen

Tabelle 8 Entwicklung Großhandelspreis Strom 2020 - 2033

Tabelle 9 Stochastische Risikovariablen im CF-Modell

Tabelle 10 Korrelationsanalyse zwischen LLCR und den drei stärksten Risikovariablen

Tabelle 11 Korrelationsanalyse zwischen LLCR und den drei stärksten Risikovariablen bei Simulation der Bruttovollaststunden über den gesamten Projektzeitraum

Tabelle 12 Korrelationsanalyse zwischen LLCR und den drei stärksten Risikovariablen bei Simulation der Brutto-Volllaststunden und der techn. Verfügbarkeit über Projektzeitraum

Tabelle 13 Korrelationsanalyse zwischen LLCR und allen Risikovariablen bei Simulation der Bruttovollaststunden und der techn. Verfügbarkeit über den gesamten Projektzeitraum sowie des EK-Anteils und der Darlehenslaufzeit

1 Einleitung

Die regenerative Energieerzeugung hat in Deutschland in den letzten Jahren eine enorme Entwicklung genommen. Diese muss in Anbetracht des fort­schreitenden Klimawandelsjedoch fortgesetzt werden, will Deutschland die ambitionierten Ziele der Einsparung und Vermeidung von C02 und anderen Klimagasen bis 2050 erreichen.^[1] Die Windenergie stellt unter allen regene­rativen Energien dabei die Schlüsseltechnologie dar, um diese Ziele mög­lichst effizient, also unter bestmöglichen Einsatz aller Ressourcen, zu errei­chen.^[2]

Das Onshore-Wind Potenzial wurde dabei in den letzten 15 Jahren sehr weit ausgebaut, hier ergeben sich weitere Potenziale beim Repowering bestehen­der Anlagen. Die größten Perspektiven eröffnen sich im Offshore-Wind Be­reich, also den der deutschen Küsten vorgelagerten Meereszonen in Nord- und Ostsee der Außenwirtschaftszone der BRD.^[3]

Die Nutzung dieses enormen Energieerzeugungspotenzials konnte in den letzten Jahren allerdings nicht so umgesetzt werden, wie sie die Ausbaustu­die der Bundesregierung im Jahr 2002 vorgesehen hatte.^[4] Ein wesentlicher Grund lag zunächst in der zu geringen Basisvergütung des früheren Emeu- erbaren Energien Gesetzes (EEG), welches unter keinen Umständen den erhöhten Investitionskosten der geplanten Offshore-Parks Rechnung getra­gen hätte. Des Weiteren kann angeführt werden, dass die 2008 einsetzende Finanzkrise genauso zu einem Investitionsstau beigetragen hat, wie die zö­gerlich agierenden Banken und Investoren, die große Skepsis bezüglich des Managements der diversen Projektrisiken hatten.

Da die geringe Vergütung des offshore erzeugten Stroms mit der EEG- Novelle 2009 beseitigt wurde, stellt sich nunmehr die Frage nach der Finan­zierbarkeit und dem Risikogehalt dieser Projekte. Die hier vorgelegte Arbeit hat sich zum Ziel gesetzt, einen Offshore-Windpark in der Nordsee dahin­gehend zu analysieren, die qualitativen und quantitativen Risiken dieses Projektes aufzudecken, was diese für die fremdfinanzierenden Banken bedeuten und welche Möglichkeiten bestehen, diese auf Projektbeteiligte und Dritte umzulegen. Der Fokus dieser Master Thesis liegt dabei auf der quan­titativen Analyse der Zahlungsströme, welche mittels einer Monte-Carlo Simulation vorgenommen wird.

Dazu werden in Kapitel 2 zunächst die theoretischen Grundlagen der Pro­jektfinanzierung sowie des Risikomanagements dieser Offshore­Windprojekte erörtert. Dieses Grundlagenkapitel enthält neben einer umfas­senden Darstellung der endogenen und exogenen Risiken bei Offshore­Windprojektfinanzierungen auch die theoretische Basis der Risikoquantifi­zierung bei diesem Finanzierungsverfahren.

Daran anschließend werden im dritten Kapitel, welches den Hauptteil dieser Arbeit bildet, der zu analysierende Offshore-Windpark definiert sowie die damit einhergehenden Rahmenbedingungen festgelegt. In den weiteren Un­terkapiteln wird das zugrundeliegende Cash Flow Modell samt Risikofakto­ren beschrieben und das Simulationsdesign sowie die softwareseitige Reali­sation diskutiert. Das letzte Unterkapitel befasst sich ausführlich mit den Simulationsergebnissen, stellt diese aus verschiedenen Perspektiven dar und trifft erste Schlussfolgerungen basierend auf der Risiko- und Kennzahlen­analyse.

Das letzte und vierte Kapitel stellt eine kritische Würdigung der Risiko- und Chancenpotenziale, die sich aus der qualitativen Betrachtung von Offshore­Windprojektfinanzierungen aber auch aus der quantitativen Risikoanalyse der Cash Flow Simulation ergeben haben, nochmals dezidiert gegenüber.

Im Fazit zu dieser Master-Thesis werden die wichtigsten Kernpunkte aus den Kapiteln 2-4 zusammengefasst, um schlussendlich bewerten zu kön­nen, ob die Chancen oder die Risiken bei Offshore-Wind Projektfinanzie­rungen von Kreditinstituten überwiegen.

2 Theoretische Grundlagen und Risikomanagement bei Offshore-Wind Projektfinanzierungen

2.1 CharakteristischeMerkmale von Projektfinanzierungen

2.1.1 Definition und Charakterisierung

Die Projektfinanzierung im engeren Sinne, wie sie als Gegenstand in dieser Arbeit betrachtet wird, ist eine besondere Form der Fremdfinanzierung von

Investitionsvorhaben. Im Vergleich dazu umfasst die Projektfinanzierung im weiteren Sinn auch die Finanzierungsformen des Eigen- sowie Mezzanine­Kapitals.

Die Projektfinanzierung weist bestimmte Merkmale auf, die sie von anderen Finanzierungsformen unterscheidet. Verschiedene Autoren, zu nennen sind in diesem Fall unter anderem Tytko (1999), Nevitt / Fabozzi. (2000) sowie Siebei et al. (2008), haben in der Vergangenheit das Thema unter wissen­schaftlichen Aspekten bearbeitet und dazu Standardschriften verfasst. Bei der Durchsicht der Fachliteratur können fünf wesentliche Merkmale von Projektfinanzierungen identifiziert werden, die nachfolgend kurz dargestellt werden.

- Finanzierung eines langfristigen, allerdings in der Laufzeit begrenz­ten, Investitionsvorhabens^[5]
- Erlangung der rechtlichen Selbständigkeit des Investitionsvorhabens durch Gründung einerProjektgesellschaft, die als Fremdkapitalneh­mer auftritt^[6]
- die Höhe der Finanzierung sowie die Bedienung der Kredite wird auf die Ertragsstärke bzw. den Cash Flow (CF) des Projekts abgestellt
- ausgeschlossene (non-recourse), beschränkte (limited recourse) oder volle (full recourse) Rückgriffmöglichkeit der Fremdkapitalgeber auf die Vermögensgegenstände der Projektgesellschaft oder die Projekt­beteiligten und somit keine, limitierte oder volle Haftung^[7]
- Strukturierung und angemessene Verteilung der Projektrisiken auf die Beteiligten, die diese am besten beherrschen können (Risk Sha­ring)^[8]

Zwei der oben genannten Merkmale stellen für die Projektfinanzierung eine größere Bedeutung dar. Dies sind zum einen die zukünftigen aus dem Pro­jekt generierten Cash Flows sowie die im Projekt enthaltenen Risiken und deren Management. Daher werden diese beiden Punkte im Verlauf der Ar­beit vertieft betrachtet.

2.1.2 DarsteUungder beteiligten Parteien

Aufgrund der Komplexität von Projektfinanzierungen sind mehrere beteilig­te Parteien an dem zu erstellenden und zu finanzierenden Vorhaben beteiligt, wobei die direkte Kreditbeziehung in aller Regel nur zwischen Bank(en) und Projektgesellschaft besteht. Neben den Projektinitiatoren - auch Spon­soren genannt - sind weitere Parteien indirekt in die Projektfinanzierung eingebunden. Die nachfolgende schematische Darstellung gibt einen Über­blick.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1 Beteiligte an einer Projektfinanzierung^[9]

Die Sponsoren sind die Projektentwickler und häufig auch die Eigenkapital­geber sowie die Betreiber des Vorhabens. Bei einer Vielzahl von Projektfi­nanzierungen treten die Lieferanten von Vorleistungen bzw. die Abnehmer der Endprodukte als Sponsoren auf, um sich vertikal zu integrieren, indem sie ihre Absatz- oder Beschaffungsseite sichern.^[10] Bei der Finanzierung von Windparks (Onshore als auch Offshore) haben sich in Deutschland mittel­ständische Firmen^[11] aber auch Großkonzerne^[12] als Sponsoren etabliert. Die mittelständischen Firmen sind in aller Regel Projektgesellschaften, deren Geschäftszweck es ist erneuerbare Energieprojekte zu entwickeln, zu errich­ten sowie zu betreiben.

Als Fremdkapitalgeber (FK-Geber) kommen für Projektfinanzierungen in aller erster Linie Geschäftsbanken, supranationale Entwicklungsbanken so­wie Exportfinanzierungsinstitute oder Leasinggesellschaften in Frage, wobei das benötigte Fremdkapital auch innerhalb eines Finanzierungskonsortiums aufgeteilt werden kann, dessen rechtliche Ausgestaltung hierjedoch nicht näher betrachtet werden soll.

Der Anlagenlieferant., der auch mit dem Begriff Contractor umschrieben werden kann, umfasst in aller Regel die technische Projektentwicklung, die Beschaffung und Herstellung der Komponenten, die Anlieferungjener, so­wie die Montage und ggf. Einweisung des Bedienpersonals.^[13] Bei der Aus­wahl des Contractors sollte auf dessen technologisches sowie regionales Know-How bei der Montage ähnlicher Projekte geachtet werden. Des Wei­teren spielt die finanzielle Stärke eine ebenso große Rolle, da vom Anlagen­lieferanten Betriebs- oder Ausfallgarantien gefordert werden, die ihn im Garantiefall zu Zahlungen an die Projektgesellschaft verpflichten.

Die Betreibergesellschaft ist nach Errichtung des Projekts für die laufende Überwachung, die Fortführung des Betriebszwecks sowie die Koordination der notwendigen Wartungsarbeiten zuständig. Sofern der Sponsor nicht über die entsprechenden technischen Kompetenzen verfügt, ist es ratsamer ein darauf spezialisiertes Unternehmen zu beauftragen, welches langfristig an das Projekt gebunden werden sollte. Dabei ist darauf zu achten, dass die Gesellschaft ausreichend motiviert ist, ihren Verpflichtungen auch nachzu­gehen. Dies kann z. B. über eine Bonus/Malus Regelung erreicht werden.^[14]

Der Rohstofflieferant und die vertraglichen Beziehungen zu diesem sind für diejenigen Projekte von Bedeutung, welche Rohstoffe im Rahmen des nor­malen Projektbetriebs verwerten. Dies kommt bei dem hier betrachteten Projekt nicht vor.

Der Abnehmer hat für den Erfolg der Projektgesellschaft eine ebenso große Bedeutung, da über ihn die Ertragsseite beeinflusst wird. Je nach Projektart spielt das wettbewerbliche Umfeld des Projektfinanzierungsvorhabens eine entscheidende Rolle. Grundsätzlich kann festgehalten werden, dass der Ab­nehmer an einem möglichst niedrigen Preis interessiert ist. Je größer die Markttiefe undje kompetitiver das Umfeld desto größer werden die Preis­schwankungen des Abnahmepreises ausfallen. Bei monopol- oder oligopolartigen Marktstrukturen kannjedoch davon ausgegangen werden, dass die Abnahmepreise ziemlich stabil verlaufen werden, wie dies z .B. beim Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) geregelt ist.

Die beiden noch nicht genannten Beteiligten, nämlich staatliche Institutio­nen sowie Versicherungen, haben ebenfalls einen Einfluss auf den Verlauf einer Projektfinanzierung. Die staatlichen Institutionen sind vor allem im Genehmigungsverfahren eines Vorhabens stark eingebunden. Dort gilt es, die Konzessionen für den Bau sowie den Betrieb des Vorhabens zu erhalten. Des Weiteren sind staatliche Institutionen auch an der Gestaltung der Rah­menbedingungen, wie z.B. das Steuerrecht, beteiligt, die die Wirtschaftlich­keit eines Projektes während der Betriebsphase beeinträchtigen können.^[15]

Die Versicherer sind, wie bereits erwähnt, notwendige Projektbeteiligte, denn sie übernehmen versicherbare Risiken bereits während der Planungs­und Errichtungsphase. In aller Regel sind dies Risiken, die aus der Einwir­kung höherer Gewalt resultieren, z.B. Blitzschlag, Erdbeben, Überschwem­mung. Abhängig vomjeweiligen Projekt können weitere Risiken versichert werden, die jedoch im Einzelfall genauer zu betrachten sind.

Die Gruppe der Sonstigen Beteiligten kann Gutachter, Berater, Rechtsanwäl­te sowie ggf. Treuhänder umfassen.^[16] Der Einfluss dieser Teilnehmer kann unterschiedlich groß sein, wie z.B. der Gutachter, dessen Einschätzungen einen großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeitsberechnung der Projekte nehmen können.

Schlussendlich bleibt festzuhalten, dass nur die genaue Kenntnis aller am Projektbeteiligten sowie deren Interessen und Ziele bei der Strukturierung und Verteilung der Risiken zu einem ausgewogenen und für alle akzeptablen Ergebnis führen kann.

2.1.3 Überblick und Grundzüge der Cash Flow Modellierung

Wie bereits in Abschnitt 2.1.1 vorgebracht, stellen die zukünftigen Projekt Cash Flows (CFs) ein wichtiges Kriterium für die Projektfinanzierung dar. Der Grund liegt darin, dass die Projektgesellschaften aufgrund der kurzen Unternehmenshistorie keine historisch verwertbaren Unternehmens- und Finanzkennzahlen aufweisen. Daher wird im Verlauf der Risikoanalyse eine Prognose der zukünftigen CFs im Rahmen einer CF-Modellierung erstellt. Ziel ist es, über eine möglichst realitätsnahe Abbildung der beeinflussenden Parameter (z.B. Investitionskosten, Steuern, etc.) die wirtschaftliche Situati­on des Projekts, also die zukünftigen Zahlungszu- und -abflüsse in denje- weiligen Perioden, einschätzen zu können.^[17] Je nach Art des in das Vorha­ben eingebrachten Kapitals hat die CF-Modellierung verschiedenen Zielen zu dienen. Aus Sicht der Fremdkapitalgeber geht es meist darum, die Schul­dendienstfähigkeit des Projekts zu prognostizieren.^[18]

CF-Modelle sind abstrahierte Abbilder der Realität und werden mit Hilfe computergestützter Systeme erstellt. Dabei kann heute auf fertige Program­me^[19] zurückgegriffen werden, wobei der unterschiedlich große Detaillie­rungsgrad der zu finanzierenden Vorhaben Standardprogramme schnell an deren Leistungsgrenzen bringen. Eine Lösung, die größerer Flexibilität zu­lässt, sind CF-Prognosen, die mittels eines Tabellenkalkulationsprogramms erarbeitet wurden. Damit ist es möglich, eine auf dasjeweilige Projektvor­haben maßgeschneiderte Simulation der zukünftigen Liquiditäts- und Er­tragslage zu erstellen. Das Dilemma dieser Lösung liegt in der Tatsache, dassje genauer das Modell ausgearbeitet wird, desto höher deren Komplexi­tät wird und umso schwieriger wird es, das Modell auf deren Richtigkeit zu überprüfen.^{[20] [21]} Hier gilt es die goldene Mitte zwischen realitätsgetreuer Ab­bildung und sinnvoller Abstrahierung zu finden.

Bei der Konzeption von CF-Modellen ist es sinnvoll, auf eine gewisse Auf­baulogik zu achten, um gerade bei umfangreicheren Projekten den Über­blick nicht zu verlieren.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2 Aufbau einer CF-Modellierung21

Grundsätzlich kann festgehalten werden, dass der Vorteil computergestützter CF-Modelle darin besteht, relativ einfach die Auswirkungen unterschiedli­cher Parameter auf die Projektbewertung zu analysieren.^[22]

2.1.4 Ablaufstruktur einer Projektfmanzierung aus Banksicht

2.1.4.1 Möglichkeiten der Phasengliederung

Jede Projektfmanzierung ist in der Regel eine individuelle auf das Projekt und die Beteiligten zugeschnittene Finanzierung. Sie ist daher einzigartig und unterscheidet sich somit auch vom Ablauf von anderen Finanzierungen. Trotz dieser Individualität und der technischen sowie auch organisatorischen Vielschichtigkeit hat sich in der Literatur eine gewisse Gliederung etabliert. Dies dient zum einen dazu, die Transparenz zu erhöhen sowie die Struktu­rierung des zu finanzierenden Projekts zu verbessern.^[23]

In der Praxis sind die Phasen nicht zeitlich getrennt vorzufinden sondern überlappen sich in aller Regel. Die zeitliche Strukturierung wird allgemein anhand des Verlaufs des zu errichtenden Projekts vorgenommen. Da der Fokus dieser Arbeit auf der Analyse von Projektfinanzierungen bei Kreditin­stituten liegt, bietet es sich an, den Ablauf aus Banksicht darzustellen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3 Phasen einer Projektfmanzierung aus Sicht der Initiatoren sowie der Fremdkapitalgeber^[24]

Wie der Abbildung entnommen werden kann, liegt ein Großteil des für Fremdkapitalgeber relevanten Aufwands in der Planungsphase und somit in der Phase, in welchem das Projekt bisher nur aus theoretischen Überlegun­gen und Absichten besteht. Die Fremdkapitalgeber werden bei der Projekt­beurteilung daher großes Gewicht auf die Machbarkeit sowie die Risiko­quantifizierung legen.

2.1.4.2 Vorbereitungs- und Analysephase

Die Sponsoren werden in der Planungsphase mit einem ersten Projektent­wurf sowie einer ersten Machbarkeitsstudie auf potenzielle Fremdkapitalge­ber zugehen, um die Möglichkeit einer Finanzierung prüfen zu lassen. Den Banken werden dafür technisches Datenmaterial sowie das wirtschaftliche Rahmenkonzept zur Verfügung gestellt. Dies sollte insbesondere die auf Absatz und Kostenprognosen basierenden Cash Flow Betrachtungen bein­halten. Falls die Sponsoren ihr Projekt nicht ausreichend professionell und mit der notwendigen betriebswirtschaftlichen Expertise darstellen können, oder das zu finanzierende Vorhaben nicht in das Finanzierungsspektrum der Bank passt, wird durch die Fremdkapitalgeber bereits in diesem ersten Schritt, die Finanzierungsanfrage negativ beschieden.

2.1.4.3 Risikoanalyse und -management

Sofern die erste Projektvorprüfung positiv verlaufen ist, tritt für die Fremd­kapitalgeber der nächste Prozessschritt ein. Dies bedeutet, dass das zu fi­nanzierende Vorhaben umfassend auf seine technischen, rechtlichen sowie wirtschaftlichen Risiken hin untersucht wird (Due Diligence) und eine Mög­lichkeit gefunden werden muss, diese Risiken effizient - im Rahmen des Risk Sharing - auf die Projektbeteiligten umzulegen. Diese Phase stellt für die Fremdkapitalgeber den vom Aufwand her umfangreichsten Teil der Pro­jektprüfung dar, weil hier die Grundlagen für eine endgültige Finan- zierungszu- oder -absage erarbeitet werden.

Falls es sich um ein technisch sehr anspruchsvolles Vorhaben handelt, wer­den auch externe Gutachter eingeschaltet, welche die Rahmenbedingungen, die technische Realisierung und Langlebigkeit der Komponenten über ein Gutachten abbilden können. Die rechtliche Umsetzung des Projekts kann, vorausgesetzt das Know-How ist bankintern nicht verfügbar, über die Ein­beziehung externer Anwälte untersucht werden.

Die Prüfung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit des Projekts wird durch die Fremdkapitalgeber selbst vorgenommen. Dazu wird ein CF-Modell erstellt, welches alle relevanten Risikoparameter sowie deren Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit abbildet. Mit Sensitivitäts-, Szenario- oder Simulationsanaly­sen können dann einzelne Risikotreiber und deren Einfluss auf die zukünfti­gen Projekt Cash Flows identifiziert werden.

Die Fremdkapitalgeber werden in aller Regel die Übernahme bestimmter Risiken von anderen Projektbeteiligten verlangen. Dazu gehören unter ande­rem das Fertigstellungsrisiko sowie die Übernahme eines Teils des Betriebs­risikos in der Anlaufphase sowie in den ersten Betriebsjahren das technische Risiko. Für viele Projekte sind die Zulieferer- und Absatzrisiken ebenfalls von Bedeutung, da häufig die Liefer- und Absatzpreise einen großen Ein­fluss auf den Projekt Cash Flow haben. Diese Risiken können durch ge­schickte Vertragsgestaltung, wie z.B. langlaufende Festpreislieferverträge, gesteuert werden.

Nachdem alle projektrelevanten Risiken aufihren Einfluss hin analysiert sind und adäquate Risikoverteilungsmaßnahmen ergriffen wurden, kann das Projekt als „bankable“ bezeichnet werden. Dies bedeutet, dass das Projekt ausreichend Potenzial und Ertragskraft für eine Fremdfinanzierung aufweist.

2.1.4.4 Strukturierung der Mittelaufbringung

Nachdem die Bankfähigkeit des Projekts durch ausführliche Analysen fest­gestellt und die Risiken adäquat verteilt werden konnten, gilt es, die Struktur der Finanzierung festzulegen. Dabei wird das durch den Sponsor zur Verfü­gung gestellte oder noch einzuwerbende Eigenkapital (EK) ebenso berück­sichtigt wie das Fremdkapital (FK) der Banken und gegebenenfalls weiteres, von Dritten zur Verfügung gestelltes, z.B. Mezzanine Kapital.^[25] Dabei sollte die Finanzierungsstruktur möglichst effizient gestaltet werden, das heißt, dass die Finanzierungskosten durch Kombination verschiedener Kapitalar­ten, -laufzeiten, möglichen steuerlichen Optimierungen und Refinanzie­rungsoptionen gering gehalten werden.^[26]

Aufgrund der unterschiedlichen Haftung der Kapitalarten im Verlustfall, sind diese unterschiedlich teuer, wobei das EK die teuerste und das FK die günstigste Kapitalart ist. Der Sponsor ist daran interessiert, durch einen möglichst geringen EK-Anteil die interne Rendite des Projekts zu erhöhen (Leverage Effekt). Die Ziele der Bank liegenjedoch in der entgegengesetz­ten Richtung, denn sie favorisiert eine möglichst komfortable EK- Ausstattung. Um diesen Zielkonflikt zu entschärfen, gibt es für die FK- Geber die zeitlich oder betragsmäßig begrenzte Möglichkeit auf die Sponso­ren zurückzugreifen (Limited Recourse), durch z.B.:

- Nachschussverpflichtungen während der Errichtungsphase aufgrund von Baukostenüberschreitungen
- Nachschussverpflichtungen bei Liquiditätsengpässen
- Nachrangige Darlehenszusage bei Unterschreitung definierter Fi­nanzkennzahlen (z.B. DSCR, LLCR), oder
- Aufbau eines Reservekontos.^[27]

Allgemein kann konstatiert werden, dass bei Projekten mit niedrigen Ab­satzrisiken Eigenkapitalquoten von weniger als 20% möglich sind, bei sol­chen mit hohen Risiken ist eine Quote bis 50% denkbar. Ein Ansteigen auf mehr als 50% ist selten, da in diesem Bereich eine ausreichende Eigenkapi­talrentabilität nur schwer dargestellt werden kann.^[28]

Nachfolgend sind die drei Kapitalarten, die für eine Finanzierung in Frage kommen sowie die Kapitalquellen exemplarisch dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1 Kapitalarten und -quellen bei einer Projektfinanzierung^[29]

Bei der Aufteilung auf die verschiedenen Kapitalarten ist unter Anderem darauf zu achten, dassjedes Projekt mit anderen Kapitalanlagen konkurriert und daher wettbewerbsfähige Konditionen der Finanzierung im Vergleich zu den anderen Produkten am Markt notwendig sind.^[30]

Je nach Art und Höhe des Fremdfinanzierungsvolumens kann das Projekt von einem Fremdkapital geh er alleine oder von einer Gruppe gemeinsam finanziert werden. Die Gründe für die Einbeziehung weiterer Finanzie­rungspartner können vielfältiger Natur sein und sind z.B. in der Kreditrisi­kostrategie eines Instituts zu finden, welches das Volumen in einer bestimm­ten Branche begrenzen kann. Oftmals überschreitet aber auch die Höhe des Fremdfinanzierungsvolumens die gemäß §§ 13 ff. - 14 KWG (Groß- und Millionenkredite) maximal für das Institut mögliche Grenze. Aber auch das interne Emittentenrisikolimit kann mit einer Finanzierung überschritten werden, da mit dem Sponsorenkonzern bereits andere Finanzierungen be­stehen. Oftmals hat esjedoch auch den Grund, dass man nicht als alleiniger Fremdkapitalgeber auftreten möchte und gemeinsam an einer Risikostreu­ung interessiert ist.

Sofern mehrere Banken bei der Fremdfinanzierung beteiligt werden, spricht man von einem Finanzierungskonsortium bzw. bei einer breiteren Beteili­gung des Kapitalmarktes von einer Syndizierung. Im ersteren Fall über­nimmt ein Institut die Führung des Konsortiums (Lead) und ist für die Vor­bereitung und Ausgestaltung der Inhalte des Darlehensvertrags sowie der begleitenden Konsortialverträge zuständig, wobei die dem Konsortium bei­getretenen Banken ein Mitsprache- und Ausgestaltungsrecht haben. Es kann davon ausgegangen werden, dass den Konsortialteilnehmem ebenfalls die detaillierten Informationen über das zu finanzierende Projekt, sowie Ab­schriften der Verträge zwischen der Projektgesellschaft und den weiteren Beteiligten (z.B. Abnahmevertrag), zur Prüfung übergeben werden.

Nachdem die Finanzierungsstruktur gefunden wurde und alle für die Fremdkapitalgeber relevanten Verträge ausgearbeitet wurden, kann das Fi­nancial Closing, die endgültige Vertragsunterzeichnung der Fremdkapital- und/oderMezzanine-Kapital-Verträge, erfolgen.^[31] Mit diesem Schritt wird der Prozess der Mittelstrukturierung abgeschlossen und in aller Regel ist damit auch die Planungsphase beendet.

2.1.4.5 Auszahlungsphase

Nach Abschluss der Kreditverträge, allerdings noch vor Beginn der eigentli­chen Auszahlungsphase, werden durch die finanzierende Bank die Darle­hens- und Kontokorrentkonten der Projektgesellschaft eingerichtet. Wie noch zu zeigen sein wird, stellt gerade das Zahlungsverhalten der Projektge­sellschaft (Bedienung der Darlehensraten sowie Aufbau einer Schulden­dienstreserve) ein wichtiges Element im Rahmen der laufenden Kreditrisi­koüberwachung dar.

Im idealtypischen Verlauf einer Projektfinanzierung setzt die Auszahlungs­phase des Fremdkapitals mit dem Beginn der Errichtungsphase des Vorha­bens ein und kann bis zum Abschluss der Anlaufphase andauem. Unter Um­ständen kann sich die Auszahlungsphasejedoch auch nach vom in die Pla­nungsphase verlagern, wenn z.B. nur eine sehr geringe EK-Beteiligung der Sponsoren vorgesehen ist oder das EK bereits anderweitig in das Projekt geflossen ist, z.B. durch Grundstückserwerb oder Anzahlungen auf techni­sche Anlagen.

Für die Fremdkapitalgeber stellt die Auszahlungsphase vom Aufwand her eine geringere Herausforderung dar, als die Analyse und das Management der im Projekt involvierten Risiken. Allerdings beginnt hier für die Geld gebenden Banken der Teil, in dem sie nicht mehr nur über vertragliche Zu­sagen an das Projekt gebunden, sondern über die ausgezahlten Darlehensbe­träge (Kreditobligo) mit dem Vorhaben finanziell verbunden sind. Da in dieser Phase noch keine Umsätze durch das Projekt generiert werden, steigt das finanzielle Risiko der Fremdkapitalgeber mitjeder Ziehung. Gerade bei technisch sehr anspruchsvollen Projekten (z.B. Kraftwerksbau) sollte die Fertigstellungsgarantie der Sponsoren erst zum Ende der mit einem erfolg­reichen Test abgeschlossenen Anlaufphase auslaufen, weil im Anschluss daran das Projektrisiko auf die Fremdkapitalgeber übergeht.^[32]

Die Auszahlung der Darlehen erfolgt stufenweise nach Baufortschritt und nach erfolgreichem Nachweis der in den Kreditverträgen vereinbarten Aus­zahlungsvoraussetzungen. Dies können z. B. nachfolgende Punkte sein

- Nachweis des EK-Einsatzes
- Bestellung vereinbarter Sicherheiten, z.B. Sicherungsübereig­nung der Anlage, Grundschuld
- Vorlage einer Gewährleistungsbürgschaft / Garantie des Anla- generstellers
- Nachweis des Abschlusses notwendiger Versicherungen

Die oben aufgezählten Punkte stellen einen Auszug aus möglichen Siche­rungsvereinbarungen mit dem Kreditnehmer dar und können um eine Viel­zahl von Aspekten erweitert werden.

2.1.4.6 Überwachungsphase

Nachdem das Projekt vollständig errichtet und nach erfolgreicher Abnahme in Betrieb genommen wurde, sowie alle Fremdkapitaltranchen vollständig ausgezahlt wurden, kann der Rückfluss der aus den Erträgen generierten Zins- und Tilgungsleistungen an die Fremdkapital geh er erfolgen. Die Über­wachungsphase zeichnet sich durch eine abnehmende Risikosituation der Kreditgeber aus, da vorrangig die Gewinne für die Zins- und Tilgungsleis­tungen verwandt werden. Des Weiteren stehen keine Re- oder Neuinvestiti­onen an, da die Projektgesellschaft als reine Zweckgesellschaft gegründet wurde. Somit stehen die nach Abzug der Zins- und Tilgungsleistungen noch vorhandenen Erträge vollständig den Eigenkapitalgebern als Gewinne zur Verfügung.^[33]

Die Überwachungsphase ist von der zeitlichen Betrachtung her der mit Ab­stand am längsten dauernde Abschnitt. Hier wird sich zeigen, ob das techni­sche Konzept, die Vertrags- und Risikostruktur des finanzierten Vorhabens tatsächlich die prognostizierten Erträge erwirtschaften kann, um die Fremd­kapitalzinsen, die Tilgung sowie eine angemessene Eigenkapitalverzinsung erwirtschaften zu können.

Das laufende Risikomanagement, also die regelmäßige Auswertung der Bi­lanz und GuV der Projektgesellschaft hinsichtlich der Cash Flow Entwick­lung sowie der Entwicklung der Projektkontensalden und somit des Zah­lungsverhaltens ist in der Überwachungsphase von besonderer Bedeutung. In der Praxis hat sich gezeigt, dass weniger gut laufende Projekte frühzeitig über Störungen der Projektkonten (z.B. leichte Überziehungen) identifiziert werden können. Daher sollte die fremdfinanzierende Bank großen Wert da­rauflegen, dass die Projektkonten (Darlehens, Zahlungsverkehrs- und Re­servekonten) auch bei ihr geführt werden und somit laufend überwacht wer­den können. Diejährlich nachträgliche Auswertung der Bilanz und GuV gibt der Bank einen zeitverzögerten Eindruck, wie sich das Projekt hinsicht­lich seiner betriebswirtschaftlichen Struktur entwickelt. Sie bilden die Basis für die Berechnung diverser Kennzahlen. Das laufende Risikomanagement spielt vor Allem bei Vorhaben, die auf der Beschaffungs- aber auch auf der Abnehmerseite Marktpreisrisiken unterliegen, eine Rolle. Die Steuerung dieser Risikoklasse sollte dementsprechend durch entsprechende (Finanz­markt-) Instrumente vorgenommen werden. Aber auch Zinsänderungsrisiken müssen bei variabel ausgestalteten Darlehensverträgen^[34] adäquat gesteuert werden.

Sofern das Projektjedoch temporär nicht mehr in der Lage sein sollte, einen ausreichenden Cash Flow zur Bedienung der Zins- und Tilgungszahlungen zu generieren, werden die Fremdkapitalgeber zur Restrukturierung und In­tensivbetreuung der Projektfinanzierung übergehen und ggf. bisher nicht genutzte Risikominderungsalternativen, wie z.B. weitere Einlagen der Sponsoren einfordem, einsetzen. Die im vorigen Absatz dargestellten Hand­lungsoptionen zur Risikosteuerung sollten in erster Linie durch die Ge­schäftsführung der Projektgesellschaft wahrgenommen werden. Ist dies bis­her nicht in ausreichendem Maße geschehen, sollten die fremdfinanzieren­den Banken diese Möglichkeiten im Rahmen der Intensivbetreuung in das Projekt einbringen, um somit die Stetigkeit des Cash Flow zu stabilisieren.

Die Überwachungsphase der Banken endet mit der vollständigen Rückzah­lung der Darlehen, in aller Regel noch während der Betriebsphase des Pro­jekts. Aus Sicht der Fremdkapitalgeber ist somit der Zyklus einer Projektfi­nanzierung erfolgreich abgeschlossen.

2.2 Risikomanagementbei Offshore-Wind Projektfinanzierungen

2.2.1 Definition desRisikobegriffs

Die genaue Herkunft des Begriffs Risiko kann heutzutage nicht abschlie­ßend geklärt werden. Bekannt istjedoch, dass es Vorformen des Risikobe- griffes bereits im Altgriechischen, im Spätlateinischen aber auch im Arabi­schen Sprachwortschatz gegeben hat.^[35]

In der aktuellen betriebswirtschaftlichen Literatur findet man diverse Defi­nitionen und Varianten des Risikobegriffs. Allen ist gemein, dass man sie einer Ursachen- oder einer wirkungsbezogenen Variante zuordnen kann. Die ursachenbezogene Betrachtungsweise konzentriert sich auf die möglichen Entstehungsursachen des Risikos, welche allgemein aus einem mangelnden Wissenstand der Entscheidungsträger herrühren. Diese können bestehende Handlungsaltemativen nicht optimal bewerten und treffen somit klassische Fehlentscheidungen.^[36]

Die wirkungsbezogene Sichtweise auf das Risiko ist die im umgangs­sprachlichen Verständnis am weitesten verbreite Art, das Risiko zu definie­ren. Sie stellt die Wirkung eines Risikoeintritts in den Vordergrund, nämlich die Verlustgefahr.^[37]

In Bezug auf das Risikomanagement von Projektfinanzierungen ist die ursa­chenbezogene Sichtweise von Bedeutung. Hier muss besonders auf die technischen Risiken hingewiesen werden, die als mögliche Verlustursachen in Betracht kommen und im Rahmen der Risikoidentifikation besonderer Analyse bedürfen.

2.2.2 Prozesskette desRisikomanagements

Um die mit der Projektfinanzierung einhergehenden Risiken besser mana­gen zu können, ist es sinnvoll, diese zunächst eindeutig zu identifizieren, bevor weitere risikopolitische Maßnahmen angewendet werden.^[38] Wie nach­folgend in Abbildung 4 gezeigt, bildet die Risikoidentifikation den ersten Schritt im Risikomanagementprozess.

In diesem ersten Teilprozess sollten die in den verschiedenen Ablaufphasen einer Projektfinanzierung wirkenden Einflussfaktoren auf den Cash Flow erfasst werden. Zum einen kann dies bankintern aber auch durch externe Dritte geschehen, indem z.B. Gutachten oder Machbarkeitsstudien in Auf­trag gegeben werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4 Prozesskette des Risikomanagements^[39]

Nachdem die Risiken bekannt sind, gilt es diese quantitativ als auch qualita­tiv zu beurteilen. Die Bewertung kann dabei im Rahmen des CF-Modells erfolgen. Auf die geeigneten Verfahren zur Risikoquantifizierung wird spä­ter noch genauer eingegangen.

Die Risikoreduktion ist als Teilprozess zu verstehen, in welchem die vor­handenen und bekannten Risiken durch neue oder verbesserte Maßnahmen versucht werden, zu minimieren. Eine Risikoreduktion kann z.B. über den Einsatz qualifizierter Mitarbeiter, neuer Technologien oder verbesserter Me­thoden erreicht werden. Allgemeines Ziel der Risikoreduzierung ist es, vor der Risikoallokation auf die Beteiligten eine Reduzierung einzelner Risiken zu erreichen und so das Gesamtrisiko des Projekts zu senken. In der Litera­tur wird zwar die Risikoreduzierung angeführt, tiefergehende Ausführungen finden sich zu diesem Aspektjedoch nur eingeschränkt. Risikovermeidung bedeutet in der letztlichen Konsequenz die Eintrittswahrscheinlichkeit eines Risikos aufNull zu senken. Dieser Idealfall istjedoch nur in Ausnahmefäl­len erreichbar, da Risikovermeidung häufig nur durch Nichtausführen der risikoverursachenden Tätigkeit zu erreichen ist. Dies ist gewöhnlich nur in einem begrenzten Umfang möglich.^[40]

Sofern Risiken nicht komplett vermieden werden konnten, was in aller Re­gel der Fall sein dürfte, gilt es diese auf die Projektbeteiligten im letzten Teilprozess umzulegen. Dabei muss beachtet werden, „inwieweit ein Pro­jektbeteiligter bereit ist, einen 'vertraglich festgelegten Umfang an Risiko­folgen zu tragen“. Böttcher/Blattner (2006) weist mit dieser Aussage auf die Anreiz-Beitrags-Struktur der Projektbeteiligten hin, die in Summe letztlich positiv sein muss, damit die Beteiligten weiterhin am Projekt interessiert sind und die Zuteilung der Risiken entsprechend erfolgen kann. Doch nicht nur der Wille der Beteiligten zur Risikoübemahme sondern auch deren wirt­schaftliche Fähigkeit gilt es dabei zu kontrollieren.^[41]

2.2.3 Klassifizierung 'von Projektfinanzierungsrisiken

Die bei einer Projektfinanzierung auftretenden Risiken sind umfassend und vielfältiger Natur. Nur durch eine gut durchdachte Strukturierungssystema­tik können diese transparent und beherrschbar gemacht werden. Dabei kann man die Risiken grundsätzlich unterschiedlich klassifizieren, wobei Tytko (1999) eine Gruppierung nach wirtschaftlichen, technischen und sonstigen Risiken, also ursacheninduziert, vorschlägt. Man könnte die Risiken aller­dings auch phasenbezogen einteilen, wobei sich da die Schwierigkeit ergibt, dass die Projektphasen oft nicht eindeutig ab grenzbar sind. Bött- cher/Blattner (2006) haben bei der Klassifizierung einen anderen Ansatz gewählt, welcher auf die Kontrolle der Risiken durch diejeweiligen Pro­jektbeteiligten abstellt. Es wird nur noch zwischen projektendogenen^[42] und projektexogenen^[43] Risiken unterschieden. Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die verschiedenen Einzelrisiken und deren Klassifizie­rungsmöglichkeiten, wie sie in der Literatur vorzufinden sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2 Möglichkeiten der Risikoklassifizierung^[44]

Nachfolgend wird die Risikogruppierung in Anlehnung an Böttcher/Blattner (2006) vorgestellt, welche die Risiken nach dem Einfluss der Projektgesell­schaft / -beteiligten einteilt. Der Grund, sich dieser Systematik anzuschlie­ßen, liegt darin, dass es der Projektgesellschaft gelingen muss, die Risiken durch belastbare Verträge beherrschbar zu machen. Dies gelingt für Risiken, auf die die Projektgesellschaft einen direkten Einfluss hat (endogene Risi­ken), besser als für exogene.

In den nachfolgenden Kapiteln 2.2.4 und 2.2.5 wird diese Risikoklassifizie­rung naher betrachtet

2.2.4 Übersicht derprojektendogenen Risiken

2.2.4.1 Fertigstellungsrisiko

Das Fertigstellungsrisiko, welches man auch zu den technischen Risiken zählen kann, umfasst alle Risiken „und die daraus folgenden Verluste, die realisiert werden, wenn die Projektanlage nicht mit

- vertragsgerechter Leistung,
- verzögert,
- zu höheren Kosten oder
- gar nichtfertig gestellt wird.“ ^[45]

Somit stellt das Fertigstellungsrisiko aus Sicht der Fremdkapitalgeber einen der bedeutendsten Risikoblöcke dar, denn die Auszahlung der Fremdmittel erfolgt in aller Regel vor Fertigstellung und dementsprechend vor Inbetrieb­nahme.

Die Errichtung von Offshore-WEA in Nord- und Ostsee, mit einer Küsten­entfernung von 20 km - 100 km und Wassertiefen von 20m-40 m, stellt für alle an der Errichtung beteiligten Parteien neue Herausforderungen dar. Im Gegensatz zu Onshore-Projekten, bei denen heutzutage die Errichtung der WEA durch einen Generalunternehmervertrag mit Fertigstellungstermin geregelt werden kann, werden Offshore-Projekte überwiegend im Multi- Contractor-Verfahren gebaut. Dies wird durch die teilweise schwierigen klimatischen und geologischen Verhältnisse auf und unter dem Meer be­wirkt, welches Spezialisten Know-How zur Bedingung macht.

Als Vorteil kann beim Multi-Contracting-Ansatz ins Feld geführt werden, dass für Teilgewerke mehrere Anbieter zur Verfügung stehen und somit günstigere Preise für Teilleistungen realisiert werden können. Der große Nachteil bestehtjedoch darin, dass die Gesamtkoordination weniger effektiv ist, da esjeweils pro Contracting Partner einen Ansprechpartner gibt und möglicherweise Schnittstellenprobleme beim Übergang der Teilgewerke zum Nächsten auftreten können. Insbesondere zwischen den Gewerken Fundament und Anlagenlieferung besteht bei Offshore-Windparks ein er­heblicher Abstimmungsbedarf.^[46]

Des Weiteren können schwierige Umweltbedingungen (z.B. Wellengang, Sturm) dazu führen, dass die Ausführung von Teilgewerken lange Zeit ver­schoben werden muss und somit der Errichtungszeitplan nicht mehr einge­halten werden kann. Da in der Nordsee ein jährliches Zeitfenster von ca.

120 Tagen existiert, in dem die Bedingungen für die Errichtung von Offsho- re-WEA gegeben sind, können bereits einige Tage Verzögerung zum Ende dieser Periode dazu führen, dass die Fertigstellung und Anbindung auf die nächste Saison verschoben werden muss.^[47] Damit einher geht natürlich der Einnahmeausfall des nicht erzeugten Offshore-Stroms und somit eine erste mögliche Liquiditätsbelastung des Projekts.

Neben dem zeitlichen Risiko besteht auch ein nicht zu unterschätzendes Kostenrisiko, welches die Errichtung von Offshore-WEA mit sich bringt. Nicht prognostizierbare schlechte Wetterbedingungen können z.B. dazu füh­ren, dass die Transportschiffe auf hoher See umkehren müssen, um die La­dung im Hafen zu sichern. Der erneute Transport der WEA-Teile auf hohe See führt in aller Regel zu weiteren Kosten. Diese können ebenfalls durch schlechter als erwartete Bodenbedingungen beim Bau des Fundaments ver­ursacht werden. Die bisherige Praxis hat gezeigt, dass kein einziger europäi­scher Offshore-Park die prognostizierten Kosten während der Erstellungs­phase einhalten konnte.

Zusammenfassend betrachtet ergeben sich aufgrund des geringen Erfah­rungsschatzes bei der Errichtung von Offshore-Parks für die fremdfinanzie­renden Banken erhebliche Kostenrisiken, die im CF-Modell, entweder durch einen Abschlag oder durch EK- und FK-Nachschussverpflichtungen, be­rücksichtigt werden müssen.

2.2.4.2 Funktionsrisiko

Das technische Risiko im engeren Sinn Funktionsrisiko umfasst das Risiko, dass durch mangelhafte Technik bzw. unausgereifte Produktionsverfahren die geplanten Produktionsquantitäten aber auch -qualitäten nicht erreicht werden.^[48] In Bezug zur Projektfinanzierung hat das Funktionsrisiko einen erheblichen Einfluss auf die CF-Generierung. Fremdkapitalgeber legen da­her großen Wert aufReferenzprojekte oder etablierte Technologien.

Das Funktionsrisiko einer Offshore WEA besteht darin, dass durch techn. Defekt der Rotor keine Drehbewegung ausführen kann, somit keine elektri­sche Energie erzeugt und letztlich kein Umsatz aus der Stromeinspeisung generiert werden kann. Für den Onshore-Bereich existiert seit Jahren er­probte Technik, die es mittlerweile ermöglicht, die WEA relativ störungsfrei zwischen den Wartungsintervallen zu betreiben. Allerdings kann eine direkte Übertragung der Onshore-Technik auf den Offshore-Bereich nicht vorge­nommen werden, da die Offshore eingesetzten Anlagenkonzepte einer stär­keren Belastung standhalten müssen. Im Besonderen ist hier die hohe Salini­tät^[49] von Wasser und Luft zu nennen, welche an die Abdichtung der elektri­schen und mechanischen Bestandteile sowie an die Beschichtung der Kom­ponenten hohe Anforderungen stellt.^[50] Mittlerweile wurden Lösungen ent­wickelt, die z.B. die Kombination einer klimatischen Luftaufbereitung mit einem Überdrucksystem vorsehen, welches verhindert, dass ungefilterte Meeresluft in den Innbereich des Turms und der Gondel gelangen kann. Die tragenden Bestandteile, das Fundament sowie der Turm, sind durch den Wellengang und den höheren Windgeschwindigkeiten ebenfalls starken Be­anspruchungen ausgeliefert.

Aufgrund der stärkeren Belastung von Bauteilen werden die Zuverlässigkeit und somit auch die Erzeugungsverfügbarkeit stark von der Qualität der Bau­teile abhängen. Dies bestätigt auch eine Analyse im Windenergiereport Deutschland 2008, in dem 81 % der aufgetretenen Schäden internen Ur­sprungs sind und somit nicht durch äußere Einflüsse wie z. B. Blitzschlag oder Sturm zurückzuführen sind.^[51] Außerdem ist festzustellen, dass bei größeren WEA (> 1,5 MW) die elektrischen Komponenten weit häufiger von Schäden betroffen sind, als dies bei kleineren Anlagen der Fall ist.

Diese letzte Tatsache spielt speziell bei Offshore-WEA eine große Rolle, denn hier werden ausschließlich Anlagengrößen > 3 MW eingesetzt. Spezi­ell für die Besonderheiten der deutschen Küstengewässer wurden Anlagen in der Größenordnung von 5 MW konzipiert, um die durch die Entfernung zur Küste sowie der größeren Wassertiefe gestiegenen Baukosten durch hö­here Winderträge zu kompensieren. Die derzeit für den europäischen Offshore-Markt verfügbaren Anlagen sind in Anhang 2 dargestellt. Wie der Tabelle entnommen werden kann, sind speziell die 5 MW Anlagen bisher nur in sehr kleinen Stückzahlen errichtet worden und haben einen dement­sprechend kurzen Betriebszeitraum vorzuweisen.

Der Ausfall der Offshore-WEA spielt allerdings nur dann eine Rolle, wenn ausreichend Wind weht und dadurch kein Stromertrag generiert werden kann. Die Kennzahl technische Verfügbarkeit umschreibt diesen Umstand, denn sie gibt an, an wie vielen Tagen von möglichen Windtagen (ausge­drückt in Prozent), die Anlage einsatzbereit war. Die techn. Verfügbarkeit stellt einen wesentlichen Parameter für die Cash Flow Generierung eines Offshore-Windprojekts dar. Dies verdeutlicht der Zusammenhang, dass eine Reduzierung der Verfügbarkeit um 1 % eine Minderung der Erträge um ebenfalls 1 % zur Folge hat.^[52] Für den Onshore-Bereich liegen die Werte für die techn. Verfügbarkeit zwischen 97 % und 99 %.^[53] Dies trifftjedoch nicht für den Offshore-Markt zu. Da werden von Seiten der WEA-Hersteller hohe Verfügbarkeitsgarantien für die ersten Betriebsjahre abgegeben. Diesbe- zieht sichjedoch nur auf die Kompensation des mit dem Stillstand der WEA einhergehenden Ertragsausfalls. Aufgrund der nur sehr kurzen Erfahrungs­zeiträume darfbezweifelt werden, dass die hohen Verfügbarkeiten auch für die darüber hinausgehenden Betriebsjahre zutreffend sind. Auswertungen bereits bestehender ausländischer Offshore-Parks lassen den Schluss zu, dass speziell die Offshore-Multimegawatt-Klasse ab 2004 geringere Verfüg­barkeiten als die kleineren Anlagen aufweist, was auch nachfolgender Abbildung entnommen werden kann.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5 Entwicklung der technischen 'Verfügbarkeit von Offshore- WEA^[54]

Es mussjedoch hinzugefügt werden, dass der Grad der Verfügbarkeit zu einem hohen Maße auch von der Zugänglichkeit zu den WEAs abhängt. Dies wird im Abschnitt Betriebsrisiko eingehender thematisiert.

Offshore-Projektfinanzierungen, die eine der neuen Multimegawatt-WEA zum Gegenstand haben, werden zukünftig verstärkt das Funktionsrisiko der WEA berücksichtigen und ggf. quantifizieren müssen. Die redundante Aus­legung wichtiger Bestandteile sowie eine 24-Stunden Fernüberwachung sollten bei Offshore-WEA zukünftig selbstverständlich sein. Doch nicht nur die WEA selbst sondern auch die Umspannstation auf See, die die Anbin­dung der Windparks und die Transformation des Stroms übernimmt, kann von technischen Defekten betroffen sein. Da die Netzbetreiber dafür zustän­dig sind, sollte im Vorfeld geregelt sein, wie mit technischen Ausfällen der Umspannstationen und somit nicht eingespeistem Strom verfahren wird.

2.2.4.3 Betriebsrisiko

Als weitere wichtige Risikokategorie ist das Betriebs- undManagementrisi- ko anzusehen. Darunter der werden alle Gefahren des Produktions- und Be­triebsprozesses subsummiert, die diesen kurzzeitig unterbrechen, zum Still­stand bringen oder längerfristig negativ beeinflussen können. Die Auswirkungen^[55] dieser Fehler sind die gleichen wie beim Funktionsrisiko, da die Produktionsmenge beeinträchtigt und somit die Erlössituation negativ beein­flusst wird.

Das Betriebsrisiko liegt bei Offshore-WEA nun darin, geeignete Strategien zu finden, um die Betriebsunterbrechung möglichst kurz ausfallen zu lassen. Aufgrund der schlechteren Erreichbarkeit der Anlagen auf hoher See spielt auch die Art und Weise, wie das Reparaturteam zur defekten WEA gelangt, eine Rolle. So werden in aller Regel Helikopter basierte Reparaturteams schneller auf der Anlage sein alsjene, die per Schiff dahin unterwegs sind. Jedoch werden die fliegenden Trupps deutlich teurer sein, so dass im Einzel­fall geprüft werden muss, welche Strategie effizienter ist.

Das Wetter spielt bei beiden Einsatzarten eine wichtige Rolle und kann die Instandsetzung und damit die Wiederaufnahme der Stromproduktion um Tage verzögern. Generell werden Meeresbedingungen, mit Wellenhöhen >l,5m als „Weather Days“ bezeichnet, die dazu führen, dass die Offshore­Anlagen nicht mehr sicher erreicht werden können.^[56] Die Zugänglichkeit der Anlagen hat einen direkten Einfluss auf den Verfügbarkeitswert. In nachfolgender Abbildung werden die „Weather Days“ und somit die Tage derNichterreichbarkeit für einzelne Offshore-Parks angegeben.^[57]

Wie der Abbildung entnommen werden kann, steigt die Anzahl der „Weather Days“ mit zunehmender Wassertiefe an, welches im Falle der deutschen Offshore-Gebiete ebenfalls mit größerer Küstenentfernung einher geht. Des Weiteren ist die Verfügbarkeit speziell im Winterhalbjahr deutlich schlechter als in den Sommermonaten, so dass zukünftige Wartungskonzep­te diese Wetterkomponente berücksichtigen müssen.

Die schlechtere Erreichbarkeit und Zugänglichkeit der Offshore-WEA auf­grund der besonderen Lage auf hoher See bergen für den Fall der Betriebs­störung ein erhöhtes Risiko, da die Tage des Produktions- und CF-Ausfalls somit noch verlängert werden können.

2.2.4.4 Zuliefererrisiko

Sofern bei einer Projektanlage Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe für den Pro­duktionsprozess und damit auch für die CF-Generierung eine große Rolle spielen, wird das Zulieferrisiko bedeutend. Dabei besteht die Gefahr, dass die genannten Stoffe

- nicht rechtzeitig,
- nicht in ausreichender Qualität oder
- nicht zu prognostizierten Preisen

geliefert werden können.^[58] Auch hier haben diese Gefahren unmittelbare Auswirkungen auf die Erlössituation des Projektes.

Das reine Zuliefererrisiko während der Betriebsphase besteht für Offshore- WEA nur für Ersatzteillieferungen. Im Rahmen der Erstellung der Anlagen spielen Zulieferer allerdings eine größere Rolle. Ein Ausfall des Anlagenlie­feranten während dieses Zeitraums hätte aufgrund der ausgelasteten Produk­tionskapazitäten eine große Projektverzögerung mit entsprechendem CF- Ausfall zur Folge. Dieses Risiko lassen sich die Projektierer üblicherweise durch Fertigstellungsbürgschaften absichern.

2.2.4.5 Markt- und Absatzrisiko

Die letzte Risikogruppe umfasst di z Markt- und Absatzrisiken. Hierbei geht es darum, dass die tatsächliche Preis- und/oder Mengenentwicklung für den Projektoutput hinter den Erwartungen zurückbleibt.^[59] Auch diese Entwick­lung hat wiederum negative Auswirkungen auf die Erlössituation der Projektgesellschaft und somit auf den CF.

Das EEG führt in Deutschland dazu, dass das Absatzrisiko für Emeuerbare Energien Projekte für einen definierten Zeitraum ausgeschaltet wird, denn die EVU sind dazu verpflichtetjeglichen Strom aus erneuerbaren Energien anzukaufen. Im Falle des Betreibens von Offshore-WEA wird der gesetzlich vergütete Einspeisetarif für eine Dauer von mindestens 12 Jahren gezahlt. Die Höhe ist dabei abhängig von verschiedenen Faktoren, die im Kapitel Rechtliche Risiken behandelt werden. Da der Einspeisetarif eine sichere Kalkulationsgrundlage für mindestens 12 Jahre darstellt, stellt der am Markt erzielbare Strompreis nach Auslaufen des festgelegten Einspeisetarifs bis zum Laufzeitende der Projektfinanzierung, die in aller Regel 12 Jahre über­schreitet, ein finanzielles Risiko dar. Dieses istjedoch nach unten begrenzt, denn es wurde für Offshore-Strom eine Preisuntergrenze von 3,5 ct pro kWh im EEG eingeführt. Es kannjedoch erwartet werden, dass sich die Groß­handelspreise für Strom bis 2020 aufgrund der knapper und teurer werden­den Rohstoffe an die Gestehungskosten von Offshore-Strom, die derzeit bei ca. 7,4 -8,1 ctje kWh liegen^[60], annähern werden.^[61] Da auch nach Auslaufen der erhöhten Anfangsvergütung und unabhängig von der generellen Strom­preisentwicklung ein nach unten begrenzter Marktpreis für die Wirtschaft­lichkeitsprognose angesetzt werden kann, wird das Marktpreisrisiko als niedrig eingestuft.

2.2.4.6 Risikomatrix derprojektendogenen Faktoren

Die in den letzten Kapiteln vorgenommene Analyse der projektendogenen Risiken lässt sich überblicksartig wie folgt darstellen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 3 Risikomatrix - Projektendogene Risikenfür Offshore-WEA^[62]

2.2.5 Erläuterung derprojektexogenen Risiken

2.2.5.1 Ressourcenrisiko Wind

Als wesentliche Risikokategorie der exogenen Gefahren kann das Reserve- undRessourcenrisiko eines Projektes eingestuft werden. Dies tritt insbeson­dere bei Projekten auf, die auf die Nutzung dieser Ressource unmittelbar angewiesen sind (z.B. bei der Nutzung von Wind- und Sonnenenergie). Da­bei kann die Menge aber auch die Qualität der Ressource (nicht in diesem Fall) von den Erwartungswerten abweichen und somit wiederum die CF- Generierung negativ beeinflussen. Daher hat die Standortqualität für die Fremdkapitalgeber eine große Bedeutung und muss durch entsprechende Gutachten nachgewiesen werden.^[63]

Der bei Offshore- wie auch bei Onshore-Projekten größte exogene Einfluss­faktor auf die Wirtschaftlichkeit des Vorhabens stellt das Windangebot dar. Dieses erfolgreich im Voraus zu prognostizieren, ist eine der größten Her­ausforderungen, denn es hat einen direkten Einfluss auf die produzierten Kilowattstunden und somit den Projekt-CF.

Das Ressourcenrisiko Wind können die fremdfinanzierenden Banken nicht selbst einschätzen und es muss daher über externe Gutachter quantifiziert werden. In aller Regel werden mindestens zwei unabhängige Windgutachten eingeholt. Ob zur Wirtschaftlichkeitsberechnung des Projekts Durch­schnittswerte aus den Gutachten gebildet werden oder das Gutachten mit den niedrigeren Prognosewerten verwendet wird, bleibt eine individuelle Entscheidung der Banken. Allgemein kann festgehalten werden, dass die Offshore-Windverhältnisse einfacher prognostizierbar sind als an Land, da auf dem Meer keine größeren (baulichen) Hindernisse vorzufinden sind. Dem stehtjedoch aktuell der Nachteil entgegen, dass langjährige Messda­ten, aus für Offshore-WEA relevanten Höhenlagen (80 m-100 m), nur in einer kurzen zeitlichen Historie zur Verfügung stehen. Speziell in Deutsch­land wurden erst ab 2003 einzelne Offshore- Messstationen in Nord- und Ostsee, siehe Anhang 3, errichtet.^[64] Da die Windverfügbarkeit Offshore ge­nerell besser und die Windgeschwindigkeit höher ist als Onshore, aber die durchschnittliche Windgeschwindigkeit p.a. durchaus um ca. 2 km/h variie­ren kann, ist der Wind als ein hohes Risiko für die Prognostizierbarkeit und Stabilität des Projekt Cash Flows anzusehen.

2.2.5.2 Finanzielle Risiken

Ein großer und bedeutender Teil der in diesem Abschnitt besprochenen Ri­siken umfasst die finanziellen Risiken des Vorhabens, wobei damit das Zins­änderungsrisiko, Währungsrisiko, Inflationsrisiko, Liquiditätsrisiko und das Ausfallrisiko gemeint sind. Aufgrund der allgemeinen Kenntnis und Wir­kungsweise einzelner Risiken soll an dieser Stelle auf eine detaillierte Erläu­terung der Zinsänderungs-, Währungs- und Inflationsrisiken verzichtet wer­den. In Bezug zum Liquiditätsrisiko gilt es hervorzuheben, dass bei Projekt­finanzierungen aufgrund der befristeten Laufzeit und Zinsbindung eine An­schlussfinanzierung in aller Regel notwendig wird. Darin besteht also das externe Liquiditätsrisiko. Das hier besprochene Ausfallrisiko bezieht sich nicht auf die Projektgesellschaft selbst sondern auf eine am Projekt beteilig­te Partei. Dies kann zum einen der Anlagenbauer sein, dem in der Erstel­lungsphase eine große Bedeutung zukommt, aber auch der Zulieferer oder Abnehmer, mit dem langfristige Verträge geschlossen wurden.^[65] Die finanziellen Risiken einer Offshore-Finanzierung in Deutschland sind als nicht unerheblich anzusehen, da sie mehrere Komponenten umfassen.

Ein Währungsrisiko besteht nicht, jedoch wird ein Großteil der Investitions­summe über Fremdkapital dargestellt. In der Regel bestehen die Projekte aus einem Mix an fixen und variablen Kredittranchen. Derjeweils aktuelle Zinssatz hat auf die Höhe des Schuldendienstes einen bedeutenden Einfluss, da beispielsweise bei einem FK-Anteil von 600 Mio. EUR bereits ein Un­terschied von 2 % in der Höhe des FK-Zinses eine zusätzliche Zinslast von 12 Mio. EUR p.a. bedeutet. Daher kommt dem Einsatz eines effizienten Zins- und Verhandlungsmanagements eine bedeutende Rolle zu.

Das Inflationsrisiko hat ebenfalls einen Einfluss auf den Projekt CFs von Offshore-WEA, nämlich in Form von möglicherweise steigenden War­tungskosten und zunehmenden Kosten der Betriebsführung während oder Rückbaukosten am Ende der Projektlaufzeit. Das Ausfallrisiko von Ver­tragspartnern spielt aufgrund des kostenlos wehenden Windes auf der Seite der Zulieferer sowie der gesetzlich geregelten Vergütungsverpflichtung der EVU auf der Abnehmerseite ebenfalls keine Rolle. Zusammenfassend wird das finanzielle Risiko als hoch eingestuft.

2.2.5.3 Rechtliche Risiken

Die rechtlichen Risiken spielen für alle Projektfinanzierungen eine Rolle. Damit sind die rechtlichen Rahmenbedingungen gemeint, in welchen sich die Projektgesellschaft bewegt. Im Speziellen zählen die Genehmigungsver­fahren für die Projekterrichtung und den -betrieb dazu. Bei der Finanzierung von Offshore-WEA sind neben dem Genehmigungsverfahren und den damit einhergehenden Gesetzen und Normen für Offshore-Windparks nur zwei weitere Gesetze zu nennen, welche von Bedeutung sind. Dies sind das Er­neuerbare Energie Gesetz (EEG)^[66] sowie das Infrastrukturgesetz.

Im EEG sind unter anderem der Anschluss von EEG-Anlagen (§ 7), die Ab­nahme (§ 8) sowie die Vergütungsstrukturen (§§ 23 - 33) von regenerativ erzeugten Strom geregelt. Mit der dritten Gesetzesnovelle des EEG vom 1. Januar 2009 wurde u.a. die Vergütung für Offshore erzeugten Strom über­arbeitet. Das bisherige Investitionshemmnis, der geringe Preis pro erzeugte Kilowattstunde Strom in Höhe von 9,1 ct, wurde beseitigt. Die derzeit gülti­ge Vergütungsstruktur für Offshore-Strom stellt sich wie folgt dar:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7 Vergütungsstruktur von zu unterschiedlichen Zeiten in Betrieb genommenen Offshore-WEA^[67]

[...]

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^[1] Vgl. http://www.bundesregierung.de/nn 774/Content/DE/Artikel/2010/10/2010-10-01- energiekonzept-bt.html. abgerufen am 12.12.2010.

^[2] Vgl. WAB (2006), S. 47.

^[3] Vgl. Anhang 1.

^[4] Vgl. Bundesregierung (2002), S. 7.

^[5] Vgl. Wolfetal.(2003),S.59.

^[6] Vgl. Krumnow (2002), S. 1053.

^[7] Vgl. Siebei et al. (2008), S. 492.

^[8] Vgl. Siebei et al. (2008), S. 492.

^[9] in Anlehnung an Böttcher/Blattner et al. (2006), S. 19 sowie Wolf et al. (2003), S. 69.

^[10] Vgl. Böttcher/Blattner (2006), S. 20.

^[11] Anm. d. Verf.: z. B. ABO WindAG, PNE Wind AG, PROKONNord, Energiekontor AG

^[12] Anm. d. Verf.: z. B. EON AG, RWE AG, Siemens AG

^[13] Vgl. Wolf et al. (2003), S. 70.

^[14] Vgl. Siebei et al. (2008), S. 539.

^[15] Vgl. Tytko(1999),S.31.

^[16] Vgl. Wolf et al. (2003), S. 73.

^[17] Vgl. Wolfetal.(2003),S.83.

^[18] Vgl. Werthschulte (2005), S. 54.

^[19] Anm. d. Verf.: z.B. INFRISK von der Weltbank, Promoter von PPM Ltd. oder @RISK von PALISADE

^[20] Vgl. Wolf et al. (2003), S. 83.

^[21] in Anlehnung an Siebei et al. (2008), S. 570-575 sowie eigene Darstellung.

^[22] Vgl. Werthschulte (2005), S. 55.

^[23] Vgl. Tytko(1999),S.34.

^[24] in Anlehnung an Tytko (1999), S. 34, sowie eigene Darstellung.

^[25] Anm. d. Verf.: Einige Projektfinanzierungen, vor allem wenn es sich um EEG-Projekte handelt, sind so gestaltet, dass der Sponsor nur mit einem geringen Bruchteil am EK be­teiligt ist und der verbleibende Anteil des EK über den Vertrieb an private Investoren eingeworben wird.

^[26] Vgl. Siebei et al. (2008), S. 540.

^[27] Vgl. Wolf et al. (2003), S. 97.

^[28] Vgl. Wolf et al. (2003), S. 96.

^[29] in Anlehnung an Siebei et al. (2008), S. 540.

^[30] Vgl. Böttcher/Blattner (2006), S. 114.

^[31] Vgl. Wolf et al. (2003), S. 75.

^[32] Vgl. Böttcher/Blattner (2006), S. 26.

^[33] Vgl. Böttcher/Blattner (2006), S. 27.

^[34] variable Verzinsung basiereb=nd z.B. auf 6-Months EUIRBOR + Risikoaufschlag

^[35] Vgl. http://de.wikipedia.org/wiki/Risiko abgerufen am 30.09.2010.

^[36] Vgl. Ueckermann, (1993), S. 23.

^[37] Vgl. Tytko,(1999),S.142.

^[38] Vgl. Böttcher et al. (2006), S. 35.

^[39] in Anlehnung an Böttcher/Blattner (2006), S. 35 sowie eigene Darstellung.

^[40] Vgl.Rücker(1999),S.114.

^[41] Vgl. Böttcher/Blattner (2006), S. 35.

^[42] Anm. d. Verf.: Endogene Risiken können von der Projektgesellschaft oder anderen Projektbeteiligten kontrolliert werden.

^[43] Anm. d. Verf.:Exogene Risiken liegen außerhalb des Einflussbereiches der Projektteil­nehmer.

^[44] in Anlehnung an Böttcher/Blattner (2006), S. 47-99, sowie eigene Darstellung.

^[45] Böttcher/Blattner (2006), S. 47.

^[46] Vgl. Böttcher (2009), S. 257.

^[47] Vgl. Böttcher (2009), S. 258.

^[48] Vgl. Böttcher et al. (2006), S. 57.

^[49] Anm. d. Verf.: Salinität = Salzgehalt.

^[50] Vgl. IWES (2009), S. 29.

^[51] Vgl. ISET (2009), S. 37.

^[52] Vgl. Böttcher (2009), S. 255.

^[53] Vgl.ISET (2008),S. 40-41.

^[54] Abbildung entnommen aus IWES (2009a), S. 38.

^[55] Vgl. IWES (2009), S. 38.

^[56] ebenda.

^[57] Abbildung entnommen aus IWES (2009a), S. 38.

^[58] Vgl. Böttcher et al. (2006), S. 66.

^[59] Vgl. Wolff et al. (2003), S. 80.

^[60] Vgl. dena (2010), http://www.offshore-wind.de/page/index.php?id=2601, abgerufen am 16.05.2010

^[61] Vgl. Wenzel (2009), S. 28.

^[62] Quelle: eigene Erstellung

^[63] Vgl. Böttcher et al. (2006), S. 74.

^[64] Vgl. IWES (2009a), S. 6.

^[65] Vgl. Wolffetal. (2003), S. 81.

^[66] Vgl. Bundestag (2009).

^[67] Abbildung entnommen dena (2010), abgefragt am 25.08.2010, unter http ://www. offshore-wind.de/page/index.php?id=2610