Risikomanagement mit Wetterderivaten

Konzeption eines Bepreisungsmodells für Windderivate zur Bewertung und Absicherung wetterinduzierter Geschäftsrisiken in Windparks


Diplomarbeit, 2002

81 Seiten, Note: 1,3


Leseprobe

INHALTSVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

1. EINLEITUNG

2. EINFÜHRUNG IN DIE WINDENERGIENUTZUNG
2.1. Entwicklung der Windenergienutzung
2.2. Stand der Technik
2.3. Identifizierung externer Effekte
2.4. Derzeitiger Stand der Windenergienutzung
2.5. Potentiale der Windenergienutzung
2.6. Zukunft der Windenergienutzung

3. ASPEKTE DER PROJEKTFINANZIERUNG
3.1. Umsetzung einer Idee
3.2. Risiken bei einer Projektfinanzierung
3.3. Entwicklung des Finanzierungsplans
3.4. Rechtsformen von Projektgesellschaften
3.5. Steuerliche Aspekte für Investoren
3.6. Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen

4. WINDINDUZIERTE GESCHÄFTSRISIKEN
4.1. Klimaschwankungen
4.2. Windgutachten
4.3. Verfügbarkeit von Windkraftanlagen
4.4. Leistungskennlinie
4.5. Windrichtungsverteilung
4.6. Qualität des Windangebots

5. VORSTELLUNG VON WETTERDERIVATEN
5.1. Entwicklung der Märkte für Wetterderivate
5.2. Wetter-Risiko-Management
5.3. Vergleich von Wetterderivaten und Versicherungen
5.4. Technik der Wetterderivate

6. QUALITATIVE ASPEKTE DER WINDDERIVATE
6.1. Potentielle Marktakteure für Windderivate
6.2. Diskussion von Problemfeldern
6.3. Zukünftige Entwicklung des Marktes für Windderivate

7. QUANTITATIVE ASPEKTE DER WINDDERIVATE
7.1. Modell von Butte und Tigler
7.2. Grundlegendes zur Anpassung des Modells an Windderivate
7.3. Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit und Weibull-Verteilung
7.4. Annahmen zur Preisfunktion
7.5. Ein Bepreisungsmodell für Windderivate
7.6. Beispiel zur Anwendung der Bewertungsfunktion
7.7. Offenstehende Problemfelder

8. EMPFEHLUNG

9. ZUSAMMENFASSUNG

LITERATURVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abbildung 1: Typische Leistungskennlinie stall - geregelter Windkraftanlagen

Abbildung 2: Übersicht über den Stand der Windenergienutzung in den verschiedenen Bundesländern, Stand Ende 2006

Abbildung 3: Übersicht verschiedener Szenarien der Stromerzeugung aus

Windkraft bis 2020

Abbildung 4: Aspekte des Planungsprozesses einer Projektfinanzierung im Überblick

Abbildung 5: Überblick über die elementaren Risiken eines Windkraftanlagen-Projektes

Abbildung 6: Beispielhafter Aufbau einer Dachgesellschaft für Windkraftanlagenprojekte

Abbildung 7: Beispielhafter Verlauf der Über- und Unterdeckung über die Laufzeit

vor Steuern

Abbildung 8: Übersicht über die „klassischen“ Betriebskosten eines Windparks

Abbildung 9: Beispiel für die statistische Verteilung der Windgeschwindigkeit

Abbildung 10: Vergleichende Darstellung von Wetterderivaten und Versicherungen

Abbildung 11: Zahlungsprofil eines Swaps mit Cap und Floor

Abbildung 12: Beispielhaftes Umsatzprofil mit und ohne Verkaufsoption

Abbildung 13: Vergleich einer linearen und einer kubischen Preisfunktion

Abbildung 14: Screenshot zur Bewertung von Wetterderivaten

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. EINLEITUNG

"Nichts ist unberechenbarer als das Wetter. Was für den einen gut sein mag, kann für einen anderen zu großem Schaden führen."

Konnten sich Unternehmen in der Vergangenheit ausschließlich mit klassischen Versicherungen gegen wetterbedingte Schäden absichern, so kann in Anlehnung an die Entwicklung der Risiko-Management Techniken heute den Bedürfnissen des Marktes besser nachgekommen werden.

Ihren Ursprung haben Wetterderivate in der Mitte der neunziger Jahre des 20. Jahrhunderts. Energieversorgungsunternehmen waren infolge der Liberalisierung des Gasmarktes in den USA auf der Suche nach innovativen Finanzinstrumenten zur Absicherung gegen Volumen¬risiken . Aufgrund dieser Notwendigkeit struk¬tu¬rier¬te Aquila Energy ein Wetterderivat als ein innovatives Finanzinstrument, das im Herbst 1996 zum ersten Mal Anwendung fand. Seitdem ist der Markt für Wetter¬deri¬vate enorm gewachsen, und bis dato wurden Wetterrisiken zwischen Kontrakt¬partnern in einer Größenordnung von schätzungsweise $7,5 Milliarden transferiert.

Heute ist der Einsatz von Wetterderivaten nicht mehr ausschließlich auf die Energie-erzeugungsbranche beschränkt, sondern reicht von der Landwirtschaft über die Bauindustrie und den Einzelhandel bis in den Finanzsektor, während weitere Einsatzfelder stetig neu ergründet werden.

Berücksichtigt man Einschätzungen meteorologischer Forschungseinrichtungen, nach denen mehr als 80 % der weltweiten Geschäftstätigkeit Wetterabhängigkeiten aufweisen, ist es eigentlich unbegreiflich, warum diesen Risiken in der Vergangen¬heit und auch heute noch so wenig Beachtung geschenkt werden. Eine Erklärung hierfür könnte sein, dass ungünstige Wetterbedingungen eine passende Entschuldi¬gung für geringere Umsätze und erhöhte Ausga¬ben waren. Dementsprechend waren nach unten revidierte Ertragsprognosen aufgrund von Wetterbedingungen keine Seltenheit, und auch heute noch sind Aussagen geläufig, wie beispielsweise: „Ein Ener¬gieversorgungsunternehmen gab einen Verlust in Höhe von $40 Millio¬nen be-kannt, da milde Temperaturen die Nachfrage nach Gas und Elektrizität minderten“.

Vor dem Hintergrund, dass Investoren normalerweise über den Prognosen liegende Erträge nicht entsprechend honorieren, so wie ihnen geringere als geschätzte Erträge missfallen, ist es im Interesse der wetterabhängigen Unternehmen, wetter¬bedingte Risiken möglichst weit zu streuen. In diesem Sinn bedarf es in einem ersten Schritt der Quantifizierung von Wetterrisiken durch ein Wetter-Risiko-Management. Anschließend bietet sich durch den Einsatz von Wetterderivaten die Möglichkeit, Prognosen des zukünftigen Cash Flows zu verstetigen und Investoren mehr Sicherheit zu verschaffen. Nach Meinung eines Analysten bei Salomon Smith Barney ist risikovorsorgendes Handeln positiv zu bewerten, da Investoren einem gegen Wetterrisiken abgesicherten Unternehmen einen höheren Wert beimessen, als einem Unter¬nehmen, dessen Ertragslage weiterhin wetteranfällig ist.

Betrachtet man die zahlreichen möglichen Wettervariablen , kommt derzeit den temperaturbasierten Wetterderivaten die größte Bedeutung zu. Während Markt-akteu¬re bereits Erfahrung mit dem Umgang des temperaturbasierten Absicherungs-instruments sammeln konnten und bereits zahlreiche Modelle die Preisbildung der Derivate unterstützen , steckt der Markt für Windderivate noch in den Kinder-schuhen. Im Jahr 2002 sicherte sich ein japanisches Fährunternehmen gegen zu hohe Windgeschwindigkeiten ab, und Entergy-Koch Trading stellte ihren Wind Power Index zu Beginn dieses Jahres vor. Dennoch sind detaillierte Modelle, die eine transparente Preisbildung von Windderivaten abbilden, derzeit in der Literatur nicht aufzufinden.

Vor dem beschriebenen Hintergrund ist es daher Ziel dieser Arbeit, den Einsatz von Windderivaten bei der Projektierung und beim Betrieb von Windkraftanlagen darzu-stellen sowie ein transparentes Bepreisungsmodell für Windderivate herzu¬leiten.

Bedingt durch die fachübergreifende Thematik wird der Leser in den ersten Ab-schnitten der Untersuchung an die drei relevanten Themenkomplexe heran¬geführt.

Das Hauptaugenmerk der Arbeit ist auf den Einsatz von Wetterderivaten in Wind-parks gerichtet. Daher wird zuerst eine grundlegende Einführung in die Wind¬ener-gienutzung dargestellt. Neben einem Einblick in den derzeitigen Stand und die zukünftige positive Ent¬wicklung der Windenergienutzung werden in diesem Ab-schnitt mathematische Grundkennt¬nisse der Leistungsgewinnung aus Wind¬ener¬gie vermittelt. Diese Kenntnisse werden bei der Herleitung eines Bepreisungs¬modells im letzten Abschnitt dieser Arbeit vorausgesetzt.

Nachdem der Themenkomplex der technischen Darstellung von Windkraftanlagen verlassen wurde, erfolgt ein Übergang zur Betrachtung der Projektfinanzierung von Windparks. Ziel dieses Abschnittes ist eine Beschreibung der Projektpraxis der Finanzierung und des Betriebes von Windkraftanlagen. In diesem Zusammenhang werden auch projektrelevante Risiken dargestellt. Dabei wird dem derzeit im Allgemeinen noch nicht abgesicherten, auf schwankende Verfügbarkeit von Wind zurückzuführenden Betriebsrisiko besondere Beachtung geschenkt. Auch werden im Anschluss an diesen Abschnitt die in der Literatur zentral genannten windindu¬zierten Geschäftsrisiken quantitativ bestimmt.

Der dritte Themenkomplex beschäftigt sich mit einer allgemeinen Darstellung der Wetter¬derivate. Dabei werden Theorie, Einsatz und Perspektiven von Wetter¬deri-vaten in Kürze aufgezeigt.

Nun rücken im anschließenden zweiten Teil der Arbeit die Windderivate in den Mittelpunkt der Betrachtung. Grundlegend wird ein potentieller Markt für Wind-derivate aufgezeigt und eine Auswahl von Marktakteuren vorgestellt.

Als wichtige Voraussetzung für die Liquidität des Marktes und die allgemeine Akzeptanz von Windderivaten gilt die Sicherstellung einer transparenten Bepreisung der Derivate. Vor diesem Hintergrund wird ein Bepreisungsmodell für Windderivate entwickelt. Dabei werden die Gedankengänge von Butte und Tigler hinsichtlich ihres temperaturbasierten Modells berück¬sichtigt und ihre Annahmen im Hinblick auf Wind diskutiert.

Die Ergebnisse der Arbeit werden abschließend in einer Empfehlung zusammen-geführt. Dabei wird nicht nur die Art der absicherbaren Risiken und das wie, wann und in welchem Umfang diskutiert, sondern ebenso darüber hinaus¬gehende Wirkungen auf den Investor bedacht.

2. EINFÜHRUNG IN DIE WINDENERGIENUTZUNG

Zunächst soll in diesem Kapitel gezeigt werden, dass die entscheidenden Impulse zur Ent¬wicklung der Stromerzeugung aus Windenergie von der Politik ausgingen und noch ausgehen. Anschließend wird ein Einblick in den derzeitigen Stand der Technik der am Markt befind¬lichen Windkraftanlagen gegeben. Eine Vorstellung der technischen Grundlagen zur Berech¬nung der Leistung aus Wind soll dabei einem besseren Verständnis der weiteren Arbeit dienen. Dann wird auf heute relevante externe Effekte von Windkraftanlagen eingegangen, die ein weiteres Wachstum der Windenergienutzung beeinflussen können. Im Anschluss daran wird der derzeitige Stand der Windenergienutzung in der BRD aufgezeigt, wobei sich ein Trend zu immer größeren Windkraftanlagen abzeichnet. Dieses Kapitel abschlies¬send wird die zu erwartende positive Entwicklung der Windenergienutzung durch eine komprimierte Potential¬analyse und eine Übersicht verschiedener Prognosen über die zukünftige Entwicklung belegt.

2.1. ENTWICKLUNG DER WINDENERGIENUTZUNG

Menschen haben die Kraft des Windes seit Jahrhunderten genutzt, im Wesentlichen zum Antrieb mechanischer Anlagen wie Windmühlen oder Pumpen an Brunnen.

Zu Beginn des 20. Jahrhunderts begann die Nutzung der Windenergie zur Stromerzeugung in Dänemark, mit dem Ziel, auch ländliche Gebiete mit Elektrizität zu versorgen. In Deutschland wurden bis in die dreißiger Jahre des 20. Jahrhunderts Windkraftanlagen (WKA) in größeren Stückzahlen gebaut. Jedoch wurden diese Anlagen nach dem zweiten Weltkrieg von preiswerteren, fossilen Energieträgern verdrängt. Erst die zwei Ölpreiskrisen der siebziger Jahre belebten die Aktivitäten in der Nutzung regenerativer Energien in den USA.

Deutschland erlebt seit 1991 einen starken Ausbau der Windenergienutzung. Mit dem Inkrafttreten des am 1. Januar 1991 eingeführten „Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz“ (Stromein¬speisungsgesetz) wurde die Wirt¬schaft¬lichkeit der Windenergienutzung abgesichert. Dieses Gesetz hat die Energie¬versor¬gungs¬unternehmen (EVU) verpflichtet, erstens den in ihren Versorgungsgebieten aus regenerativen Energien gewonnenen Strom aufzunehmen und zweitens eine Mindestvergütung von 90 % „des Durchschnitts¬erlöses je Kilowattstunde aus der Stromabgabe von EVU an alle Letztver¬braucher“ (ca. 17 Pf/kWh) vorgeschrieben.

Am 1. April 2000 trat das „Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien“ (Erneuerbare-Energien-Gesetzes) in Kraft, das rechtliche Probleme des Stromeinspeisungsgesetzes zukunfts¬weisend löste. Darüber hinaus schaffte es Investoren auf überschaubare Zeit Rechtssicherheit hinsichtlich der Vergütungs-regelung. Diese Maßnahmen sowie die politische Zielsetzung der derzeitigen Bundesregierung, die bis 2010 eine Verdopplung des Anteils erneuerbarerer Ener-gien an der Stromerzeugung und bis 2030 eine Reduktion des CO2 – Ausstoßes um 50 % erreichen will, lässt für die Zukunft eine deutlich steigende installierte Leistung erwarten. Untermauert wird diese Prognose durch die Entwicklung immer leistungsstärkerer Windkraft¬anlagen und den fortschreitenden Ersatz kleiner Anlagen an windreichen Küstenstandorten.

2.2. STAND DER TECHNIK

Prinzipiell wird in Windkraftanlagen die Strömungsenergie der Luft mit Hilfe eines Rotors und eines daran angeschlossenen Generators in Elektrizität umgewandelt. Die Leistung einer Windkraftanlage wird von der Windgeschwindigkeit, dem Leisungsbeiwert, der Luftdichte und der von den Rotoren überstrichenen Fläche (Rotorfläche) bestimmt.

Man unterscheidet je nach Lage der Rotorachse zwischen horizontalen und vertikalen Rotoren, wobei sich heute Windkraftanlagen mit Horizontal¬achsen¬rotoren durchgesetzt haben. Dies lässt sich darauf zurückführen, dass diese Bauart höhere Leistungsbeiwerte (= Rotor¬leistung im Verhältnis zu Windleistung) aufweist und höhere Schnelllaufzahlen (= Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit am Rotorende und Windgeschwindigkeit) erreicht werden. Nachteilig ist indessen, dass sie nicht unabhängig von der Windrichtung laufen und eine Nachführung zur effizienteren Ausnutzung des vorhandenen Windangebots benötigen.

Zusätzlich lassen sich Windkraftanlagen über die Anzahl ihrer Rotorblätter differen-zieren, wobei zur Stromerzeugung fast ausschließlich schnell drehende Zwei- und Dreiblattrotoren mit großen Durchmessern eingesetzt werden. Moderne Anlagen dieser Bauart erreichen einen Wirkungsgrad von ca. 35 % bis 50 % und haben eine maximale Nennleistung von 0,5 bis 3 Megawatt (MW).

Bezüglich der Begrenzung der Generatorleistung zum Schutz vor Überlast bei stärkstem Wind, finden bei Windkraftanlagen zwei unterschiedliche Methoden Anwendung. Die Stall-Regelung ermöglicht einfache und kostengünstige Rotoren und funktioniert nach dem Prinzip, dass die Rotorblätter ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit nicht mehr aerodynamisch sauber um¬strömt werden. Die Pitch-Regelung ist technisch erheblich aufwendiger, aber für alle Anlagen¬größen und Betriebsarten anwendbar. Wird die Nennleistung infolge starken Windes über-schritten, verstellt sich das Rotorblatt um seine Längsachse und die Anlage kommt zu stehen.

Wie bereits erwähnt, gehen in die Berechnung der dem Windstrom entziehbaren mechanischen Leistung linear die von den Rotoren überstrichene Fläche und die dritte Potenz der Wind¬geschwindigkeit ein (vgl. Fußnote 14). Daher führt vor allem der zweite Parameter zu einem raschen Anstieg des elektrischen Outputs bei erhöhter Windgeschwindigkeit.

Abbildung 1: Typische Leistungskennlinie stall - geregelter Windkraftanlagen

Veranschaulicht wird die Abhängigkeit zwischen Windgeschwindigkeit und Leistung in einer typischen Leistungskennlinie in Abbildung 1. Es ist zu beachten, dass Wind-kraft¬anlagen erst oberhalb einer bestimmten Windgeschwindigkeit (Einschalt-geschwindigkeit) Leistung abgeben. Anschließend folgt ein steiler Teillastbereich und ab Erreichen der Nennleistung ein Bereich konstanter Leistungsabgabe. Bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten schalten sich die Wind¬kraft¬anlagen ab (Ab¬schalt-geschwindigkeit), um eine Überlastung des Generators und daraus resultieren¬de Folgeschäden der Anlage zu vermeiden.

Die Mindestgeschwindigkeit, die zum Anlaufen des Rotors erforderlich ist, liegt derzeit im Bereich von 4 m/s in Nabenhöhe. Es ist noch anzumerken, dass es zwei kroatischen Wissenschaftlern der Universität Rijeka kürzlich gelang, diesen Wert durch Verkleidung der Rotoren auf 2 m/s zu senken und hierdurch Effizienz-steigerung von Windkraftanlagen zu erzielen.

2.3. IDENTIFIZIERUNG EXTERNER EFFEKTE

„Unter externen [sozialen] Kosten werden alle allgemeinwirtschaftlich wirksamen Effekte verstanden, die nicht betriebswirtschaftlich erfasst werden, sondern von der Allgemeinheit getragen werden müssen.“

Ein Ausgleich durch den Verursacher erfolgt nicht.

Externe Effekte regenerativer Energiesysteme werden erst seit der Massen-verbreitung regenerativer Energie identifiziert und relevant, da eine umfangreiche Nutzung der Wind¬ener¬gie die Aufstellung einiger tausend Windkraftanlagen unterschiedlicher Größen erfordert. Im Vergleich zu den Vereinigten Staaten, wo Windkraftanlagen in nahezu verlassenen Gegenden Kaliforniens massiert aufgestellt werden können, stellt die Errichtung jeder Anlage in der dicht besiedelten Bundes-republik einen Eingriff in den Lebensraum dar.

Während bei konventionellen Systemen insbesondere die externen Effekte der Schadstoff¬emission oder des Risikos folgenreicher Unfälle herausgestellt werden, konzentriert sich das Interes¬se bei regenerativen Energiequellen auf die bis dahin vernachlässigten externen Effekte.

Neben der Reduzierung der Schadstoffemission als positiver externer Effekt werden im Folgenden weitere, in der Literatur zentral genannte, negative externe Effekte erörtert.

a) Reduzierung der Schadstoffemission (positiv)

Die Gewinnung von Strom aus Windenergie vermeidet die Verbrennung fossiler Rohstoffe. Die dadurch eingesparten Schadstoffe, verglichen mit einem fossilen Kraftwerksmix in Deutschland (1999), belaufen sich bei einem Windpark mit 6 Megawatt installierter Leistung auf jährlich ca.: 14 Mio. kg Kohlendioxid, 20.720 kg Schwefeldioxid, 10.220 kg Stickoxide, 8.550 kg Kohlenmonoxide und 560 kg Staub. Im Vergleich zu einem Atomkraftwerk werden in diesem Windpark 72 kg Atommüll im Jahr eingespart.

b) Visuelle Effekte (negativ)

Hinsichtlich einer optischen Landschaftsveränderung durch Anhäufung von Windkraftanlagen in Windparks und möglichen Folgen, z. B. für den Tourismus in dieser Region, gehen die Meinungen in der Literatur auseinander. Heltemes argumentiert, dass als Folge des veränderten Landschaftsbildes Touristen eine Naturlandschaft nicht mehr besuchen und somit Einnahmen aus diesem Wirt-schaftssektor wegfallen. Das Institut für Tourismus- und Bäderforschung in Nord-europa (NIT) sieht wiederum in Windkraftanlagen und einer umweltfreundlichen Ener¬gie¬gewinnung einen positiven Imagegewinn für die Region. Ebenso sieht der Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) in der geringen Anzahl von Windkraft-anlagen im Vergleich zu Strommasten keine negativen externen Effekte, sondern eine Bereicherung für das touristische Angebot, wie z. B. Besichtigungstouren und Windmill-Climbing. Der Verband stützt sich hierbei auf einen Studie in Schleswig-Holstein vom März 2001.

c) Schattenwurf (negativ)

Die Rotorblätter einer Windkraftanlage können bei Sonnenstrahlung Schatten¬effekte erzeugen, die bei zu geringem Abstand zur nächsten Wohnsiedlung zu Belästigungen der Anwohner führen können. Überschreiten diese eine bestimmte zeitliche Dauer können, die Anwohner gegebenenfalls die Abschaltung der Anlage einklagen.

d) Schallemission (negativ)

Ein weiterer, in der Literatur genannter externer Effekt ist die Geräuschemission von Windkraftanlagen. Sie setzt sich aus mechanischen und aerodynamischen Geräuschen zusammen. Aufgrund der Festlegung von Grenzwerten in der tech¬nischen Anleitung zum Schutz vor Lärm (TA-Lärm) sowie gezielten Dämpfungs¬maßnahmen und geringen Laufge¬schwindigkeiten hat das Problem der Geräuschemission heute an Bedeutung verloren.

e) Beeinflussung der Fauna (negativ)

Häufig wird das Argument aufgeführt, dass Windkraftanlagen die Fauna stören, speziell die Vogelwelt. Dieser Verdacht konnte inzwischen anhand von Unter-suchungen mit in Betrieb befindlichen Windkraftanlagen entkräftet werden. Daher wird angenommen, dass die Tier¬welt keine nennenswerten negativen Einflüsse erfährt.

f) Elektromagnetische Interferenzen (negativ)

Der drehende Rotor einer Windkraftanlage kann elektromagnetische Interferenzen erzeugen und somit eine Störungsquelle darstellen. Da diese Beeinflussung nur in unmittelbarer Nähe zu den Windkraftanlagen auftritt, kann dieses Problem bei sorg-samer Wahl des Standortes sowie einer ausreichenden Entfernung zu Wohn¬sied-lungen ausgeschlossen werden.

2.4. DERZEITIGER STAND DER WINDENERGIENUTZUNG

Laut einer Studie des Deutschen Windenergie Instituts waren im Januar 2007 in Deutschland 18.655 Windkraftanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 20.622 MW in Betrieb.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Übersicht über den Stand der Windenergienutzung in den verschiedenen Bundesländern, Stand Ende 2006

Aus Abbildung 2 ist zu entnehmen, dass im Jahr 2006 der „potentielle Jahres¬ener-gieertrag“ aller Windkraftanlagen bei rund 37,8 Mrd. kWh lag, was einem Anteil von ca. 7% am gesamten Nettostromverbrauch in Deutschland entspricht.

Die Marktübersicht des Deutschen Windenergie Instituts zeigt einen Trend zu immer größeren Windkraftanlagen mit steigender Nennleistung. Vor allem bieten Hersteller immer mehr Anlagen im Leistungsbereich über 1.000 kW an. Diese Entwicklung spiegelt sich auch in den Aufstellungszahlen für das Jahr 2006 wider, da die durchschnittliche Nennleistung der neu installierten Windkraftanlagen ca. 1.105 kW beträgt. Vor allem aufgrund des technischen Kompetenzwettbewerbs der Hersteller und der sehr hohen Nachfrage speziell nach Gro߬anlagen, ist ein Ende der Leistungssteigerung nicht zu erwarten. Allerdings dürfte in Zukunft mit den zunehmenden technischen Herausforderungen und Entwicklungskosten eher mit einer zeitlichen Verlängerung des Produktlebenszyklus’ und einer Abflachung der Leistungs¬steigerungsraten je Anlage zu rechnen sein.

2.5. POTENTIALE DER WINDENERGIENUTZUNG

Im Allgemeinen ist mit der Ermittlung der Potentiale der erneuerbaren Energien die Frage verknüpft, welchen Anteil sie an der zukünftigen Energieversorgung abdecken können. Dabei ist die technische Realisation eine notwendige, aber keine hinreichende Voraussetzung für die Abschätzung des zukünftigen Potentials. Die fehlende Wirtschaftlichkeit wird als einer der wichtigsten Gründe genannt, weshalb sich regenerative Energiequellen am Markt nur schwer behaupten können. Weiterhin wird die exakte Ermittlung der Potentiale dadurch erschwert, dass zahl-reiche Randbedingungen, welche in den komplexen Berechnungsverfahren verschie-dener Studien getroffen werden, für stark voneinander abweichende Unter¬suchungs¬-ergebnisse sorgen (vgl. Abbildung 3).

Es bietet sich daher an, eine Potentialanalyse in Form einer Potentialkaskade aufzu-bauen, welche neben dem theoretischen Potential die im Folgenden dargestellten Ebenen umfasst.

a) Theoretisches Potential

Das theoretische Potential entspricht dem natürlichen Primärenergieaufkommen und stellt somit die Obergrenze des Angebots dar. Dabei entspricht das globale Angebot an Wind¬energie ca. dem 200-fachen des weltweit gesamten Primär-energieverbrauchs.

b) Technisches Potential

Nicht alle dem theoretischem Potential zugeordneten Flächen sind zur Aufstellung von Windkraftanlagen geeignet, bedingt durch zahlreiche Restriktionen wie Siedlungs-, Wege und Wasserflächen etc. Neben den windtechnisch prinzipiell geeigneten Standorten wird zusätzlich die technische Umwandelbarkeit der Windenergie im technischen Potential berück¬sichtigt. Weiterhin ist die maximale Netzdurchdringung von großer Bedeutung, wobei in der Literatur keine eindeutige Meinung bezüglich eines Grenzwertes vorherrscht. Nach einer Untersuchung der European Wind Energy Association von 1990 sollten in den Ländern der EU maximal 15 % bis 20 % der Netzleistung aus Windenergie eingespeist werden. Zukünftig sehen Fischedik u. a und Kaltschmitt u. a. über 20 % des Weltenergie-verbrauchs durch Windenergie gedeckt.

c) Wirtschaftliches Potential

Als Kriterium der Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen wird die Konkurrenz-fähigkeit ihrer spezifischen Strombereitstellungskosten gegenüber konventionellen Kraftwerken verwendet. Entscheidend sind hierbei vor allem die vermiedenen gesamtwirtschaftlichen Kosten von konventionellen Kraftwerken, den erzielbaren Erlösen der Einspeisung in das öffentliche Stromnetz durch Betreiber von Wind-kraft¬anlagen und den vermiedenen Strombezugskosten, wenn der Strom von privaten Investoren oder Kommunen selbst produziert und genutzt wird. Unternimmt man einen Vergleich mit den Strombereitstellungskosten aus einem 30 MW-Gasturbogenerator als Referenzanlage im Mittel- und Spitzenlastbereich, so liefern Windkraftanlagen in windreichen Gebieten Strom zu Kosten, die bereits im Jahr 1995 nahe der Wirtschaftlichkeitsschwelle waren. Zusätzlich werden auf dieser Stufe der Potentialanalyse in einer ergänzenden Betrachtung weitere volkswirtschaftliche Effekte diskutiert.

d) Erwartungspotential

Die Bestimmung des Erwartungspotentials ist ebenso durch das wirtschaftliche und politische Umfeld geprägt. Im Zentrum der Betrachtung stehen Zukunfts¬perspek¬ti-ven wie mögliche technisch-wirtschaftliche Weiterentwicklungen der Windkraft¬anla-gen, Veränderungen der energiewirtschaftlichen, politischen und rechtlichen Rand-bedingungen, aber auch die Akzeptanz bei potentiellen Investoren und in der Bevölkerung.

2.6. ZUKUNFT DER WINDENERGIENUTZUNG

Die politische Zielsetzung der Regierung , die Entwicklung größerer und leistungs-fähigerer WKA und deren Einsatz im Offshore-Bereich sowie fallende Stromentste-hungskosten und ein wachsendes Interesse der Bevölkerung an regenerativen Energien sind nur einige Gründe für die voraussichtlich positive Entwicklung der Stromerzeugung aus Windenergie.

Abbildung 3: Übersicht verschiedener Szenarien der Stromerzeugung aus Windkraft bis 2020

Hingegen herrscht in der Literatur qualitativ keine Einigkeit, in welchen Ausmaßen sich diese Entwicklung vollziehen wird (vgl. Abbildung 3). Prinzipiell wird davon ausgegangen, dass sich der positive Trend für die Stromerzeugung aus Windenergie in Zukunft weiter verfestigt.

Ausgehend vom derzeitigen Stand wird in Abbildung 3 deutlich, dass die Vorhersagen für das Jahr 2020 deutlich variieren. Mit 54 TWh/a liegt die optimistische Entwicklung nach Fische¬dik u. a. über dem doppelten dessen, was die Prognos AG und das Energie¬wirt¬schaft¬liche Institut der Universität Köln (EWI) in ihrem Energiebericht als wahrscheinlich voraus¬sagt. Für die fernere Zukunft prog-nostiziert Fischedik u. a., dass ab dem Jahr 2030 die erneuerbaren Energie¬quellen allmählich zur Hauptquelle der Stromerzeugung werden. Im Jahr 2050 decken sie schließlich 60 % der Nachfrage, wobei die Stromerzeugung aus Windenergie dominieren wird.

3. ASPEKTE DER PROJEKTFINANZIERUNG

Nachdem der Themenkomplex der technischen Darstellung von Windkraftanlagen im letzten Abschnitt vorgestellt wurde, folgt die Betrachtung der Projekt¬finanzierung von Windparks. Ziel dieses Abschnittes ist eine Beschreibung der Projektpraxis der Finanzierung und des Betriebes von Windkraftanlagen.

Die Planung eines Windkraftprojekts erfordert von dem Betreiber die Berück-sichtigung zahlreicher technischer und wirtschaftlicher Punkte. Im Rahmen eines Planungs¬prozesses werden dabei die Risiken einer Projektfinanzierung analysiert und bewertet. Hierbei wird die Erkenntnis erlangt, dass insbesondere der derzeit defizitären Möglichkeit der Absicherung des Betriebsrisikos von WKA begegnet werden muss, da dieses von zentraler Bedeutung für den Geschäftserfolg eines Windparks ist. Bevor auf wirtschaftliche Aspekte einer Projektfinan¬zierung näher eingegangen wird, soll zunächst die Entwicklung der Finanzierung vorgestellt werden. Daran anschließend werden verschiedene Rechtsformen von Betreiber-gesellschaften hinsichtlich der Relevanz für die Investoren diskutiert. Aufgrund des gegenwärtigen und zu¬künftigen Trends zu Kommanditgesellschaften bedarf es dann einer näheren Betrachtung der steuerlichen Aspekte für die Investoren. Abschlies-send wird ein Überblick über die Investitions- und Betriebskosten gegeben und deren Stellenwert bei einem Windparkprojekt untersucht.

3.1. UMSETZUNG EINER IDEE

„Die meisten Windmüller vereint eine Idee: Sie wollen sauberen Strom produzieren und die Umwelt schonen.“

Die erfolgreiche Umsetzung dieser Idee erfordert die Bewältigung zahlreicher Hindernisse.

Grundlage für die erfolgreiche Projektfinanzierung sind nach Laubscher die folgenden Voraus¬setzungen: Es ist eine erprobte Technologie einzusetzen, um das Risiko eines Scheiterns des Projektes zu minimieren. Auch ist zu gewährleisten, dass ein aufnahmefähiger Markt für das geschaffene Produkt vorhanden ist. Schließlich muss ein Management existieren, das in der Technologie und Vermarktung erfahren ist.

Nach Sicherstellung dieser Voraussetzungen erfolgt der weitere Planungsprozess, welcher in einem Überblick in Abbildung 4 skizziert und im Folgenden erläutert wird.

Abbildung 4: Aspekte des Planungsprozesses einer Projektfinanzierung im Überblick

Erste Schritte der Durchführbarkeitsuntersuchung erfordern die Klärung aller bau- und planungsrechtlichen Fragen. Hierunter fallen zum Beispiel die Überprüfung, ob entsprechende Grundstücke gepachtet oder gekauft werden können, ob in vertret-barer Entfernung des gewünschten Standortes Möglichkeiten zum Netz¬anschluss vorliegen, ob die Fläche mit groben Schwertransportern erreichbar ist und ob die behördlich und gesetzlich vorgeschriebenen Grenzabstände eingehalten werden können.

Anschließend sind Expertengutachten notwendig, um das technische Potential zu bestimmen und die davon abhängige Einspeisevergütung abzuschätzen. Bei beson-ders komplexem Gelän¬de im Binnenland dienen mehrere, voneinander unabhängige Windgutachten sowie zusätzliche Sicherheitsabschläge von bis zu 10 % der Risiko-reduzierung von Fehlein¬schät¬zungen. So kann Liquiditätsengpässen der Betreiber-gesellschaften aufgrund unterdurchschnittlicher Windjahre zu Beginn des Betriebes entgegengewirkt werden. Liegen die Windgutachten vor, können Ertrags¬prog¬no¬sen für verschiedene Anlagentypen erstellt und diese ins Verhältnis zu den jeweiligen Investitionskosten gesetzt werden. Der hieraus resultierende Wert wird als spezifi¬sche Investitionskosten bezeichnet (bei einem mittleren Standort schwan¬ken diese zwischen € 0,43 und € 0,61 pro kWh und Jahr) und dient als ein Kriterium für die Wahl einer effizienten Anlage .

Basierend auf den Informationen der Durchführbarkeitsstudie wird ein Cash Flow Plan entwickelt, der dem „finanzwirtschaftlichen Abbild der quantifizierbaren Größen“ der Durch¬führbarkeit entspricht. Er dient der Beurteilung der geplanten Rentabilität des Projektes und der Prognose des Verlaufs der voraussichtlichen Unter- und Überdeckung einer Kapital¬einlage der Investoren über die Laufzeit (vgl. Abschnitt 3.5).

Der nächste Schritt im Planungsprozess ist die Auswahl und Bewertung der von den Investoren zu tragenden Risiken.

3.2. RISIKEN BEI EINER PROJEKTFINANZIERUNG

Der Analyse und Bewertung der Risiken ist besondere Beachtung zu schenken, da mit zunehmenden Projektrisiken auch die Renditeforderungen der Investoren steigen und demzufolge die Finanzierungsplanung eines Projektes entscheidend beeinflussen.

Auch können neben den elementaren Projektrisiken (vgl. Abbildung 5) weitere Faktoren die Renditeforderung der Investoren und somit die Finanzierung beein-flussen. Beispielsweise wird angenommen, dass ein erfahrenes Projekt-Management zu niedrigeren Renditeforderungen der Investoren führt als ein unerfahrenes Management. Letzteres erkennt möglicherweise elemen¬tare Risiken nicht oder nur unzureichend. Folglich bedeutet dies ein erhöhtes Bonitätsrisiko der Gesellschaft und führt zu höheren Renditeforderungen der Investoren. Auf eine nähere Betrachtung weiterer Einflussfaktoren muss jedoch aufgrund des beschränkten Umfangs dieser Arbeit verzichtet werden.

Abbildung 5 skizziert einen kurzen Überblick über die elementaren Risiken eines Windkraft¬anlagen-Projektes, deren Ursachen und geeignete Sicherungsinstrumente sowie deren Relevanz für die Projektgesellschaft.

[...]

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Details

Titel
Risikomanagement mit Wetterderivaten
Untertitel
Konzeption eines Bepreisungsmodells für Windderivate zur Bewertung und Absicherung wetterinduzierter Geschäftsrisiken in Windparks
Hochschule
Technische Universität Darmstadt
Note
1,3
Autor
Jahr
2002
Seiten
81
Katalognummer
V94648
ISBN (eBook)
9783640120000
ISBN (Buch)
9783640260713
Dateigröße
871 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Risikomanagement, Wetterderivaten, Windderivat, Wetterderivate, wetterinduzierte Geschäftsrisiken, Windpark, Bepreisungsmodell
Arbeit zitieren
Stefan Ehrhardt (Autor), 2002, Risikomanagement mit Wetterderivaten, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/94648

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