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Energietransformation, dezentrale Erzeugungsprobleme und Finanzierung der Solarindustrie

von Paschen von Flotow (Band-Herausgeber:in) Dirk Schiereck (Band-Herausgeber:in) Julian Trillig (Band-Herausgeber:in)
©2015 Sammelband X, 228 Seiten

Zusammenfassung

Die Solarindustrie erlebte insbesondere in Deutschland einen unvergleichbar rasanten und medienträchtigen Aufstieg. Jedoch wurde dieser Aufschwung von einer ebenso beeindruckenden Konsolidierungsphase abgelöst und führte vor allem im Jahr 2013 zu zahlreichen Insolvenzen und zum Abbau jedes dritten Arbeitsplatzes. Vor diesem wechselhaften Hintergrund werden in diesem Band der Reihe Finanzmärkte und Klimawandel eine ganze Reihe ökonomischer, insbesondere finanzwirtschaftlicher Aspekte der Solarindustrie und komplementärer Technologien beleuchtet. Die Einsichten aus diesen Analysen helfen, das Grundverständnis für diesen für die angestrebte Energiewende so wichtigen Bereich der deutschen Industrie nachhaltig zu vertiefen.

Inhaltsverzeichnis

  • Cover
  • Titel
  • Copyright
  • Autorenangaben
  • Über das Buch
  • Zitierfähigkeit des eBooks
  • Vorwort
  • Inhaltsverzeichnis
  • Projektfinanzierung von PV-Anlagen
  • 1. Einführung
  • 1.1. Problemstellung
  • 1.2. Zielsetzung
  • 1.3. Definition der Projektfinanzierung und Abgrenzung zur Unternehmensfinanzierung
  • 1.4. Ablauf einer PV-Projektfinanzierung
  • 2. Ertragsanalyse
  • 2.1. Förderprogramme
  • 2.2. Stromertragsprognose
  • 2.2.1. Bestandteile
  • 2.2.2. Zelltypen
  • 2.2.3. Sonstige Komponenten
  • 2.2.4. Sonneneinstrahlung
  • 2.3. Betriebsausgaben
  • 2.4. Aufbau einer Cash-Flow-Prognose
  • 3. Risikoidentifikation und -bewältigung
  • 3.1. Fertigstellungsrisiken
  • 3.2. Verfahrenstechnische Risiken
  • 3.3. Länderrisiken
  • 3.4. Force-Majeure-Risiken
  • 3.5. Sonstige Risiken
  • 4. Risikoquantifizierung und -bewertung
  • 4.1. Instrumente der Risikoquantifizierung
  • 4.1.1. Kennzahlen zur Projektbewertung
  • 4.1.2. Verfahren zur Analyse der Risikostruktur
  • 4.2. Risikoquantifizierung und -bewertung anhand eines Cash-Flow-Modells
  • 4.2.1. Methodik des Vorgehens
  • 4.2.2. Basisszenario
  • 4.2.3. Erhöhte Anlagenkosten
  • 4.2.4. Verspätete Fertigstellung der Anlage
  • 4.2.5. Geringerer Stromertrag
  • 4.2.6. Erhöhter Anschlusszins
  • 4.2.7. Erhöhte Betriebsausgaben
  • 4.2.8. Erhöhte Inflationsrate
  • 4.2.9. Änderung der Finanzierungsstruktur
  • 5. Fazit und Ausblick
  • Literatur
  • Projektfinanzierung von Müllheizkraftwerken
  • 1. Einleitung
  • 2. Finanzierung von Müllheizkraftwerken
  • 3. Finanzierungsstruktur
  • 4. Fazit
  • Literatur
  • Finanzierungen über Private Equity im Maschinen- und Anlagenbau und Erkenntnisse für die Solarindustrie
  • 1. Einleitung
  • 1.1. Der deutsche Markt für Private Equity und Maschinen- und Anlagenbau
  • 1.1.1. Die deutschen Private Equity Unternehmen
  • 1.1.2. Deutscher Maschinen- und Anlagenbau
  • 1.2. Finanzierungsquellen für den deutschen Maschinenbau
  • 1.3. Herleitung der Forschungsleitfragen
  • 2. Wesentliche Erkenntnisse der Untersuchung
  • 3. Fazit
  • Literatur
  • Eigenkapitalkosten der europäischen Photovoltaikindustrie
  • 1. Einführung
  • 2. Photovoltaik
  • 2.1. Hintergrund
  • 2.2. Überblick Wertschöpfungskette
  • 2.3. Unternehmen im Photovoltaikmarkt
  • 3. Grundlagen Unternehmensbewertung
  • 4. Methodik und Annahmen
  • 4.1. Risikofreie Rendite
  • 4.2. Marktrisikoprämie
  • 4.3. Beta-Faktoren
  • 4.3.1. Annahmen
  • 4.3.2. Berechnungsmethodik
  • 4.3.3. Beta-Faktoren und EK-Kosten der Unternehmen
  • 4.3.4. Beta-Faktoren und EK-Kosten entlang der Wertschöpfungskette
  • 4.3.5. Gewichtung der Beta-Faktoren
  • 5. Validierung und Diskussion der Ergebnisse
  • 5.1. Aussagekraft der Beta-Faktoren
  • 5.2. Eigenkapitalkosten auf den Wertschöpfungsstufen
  • 5.3. Temporäre Entwicklung der Beta-Faktoren
  • 6. Zusammenfassung und Ausblick
  • Literatur
  • Die Novellierung des EEG und Werteffekte in der Solarindustrie
  • 1. Einleitung
  • 2. Institutioneller Rahmen und empirische Evidenz
  • 2.1. Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)
  • 2.2. Regulatorisches Risiko und Aktienkursrenditen
  • 3. Datenbasis und Untersuchungsmethodik
  • 3.1. Datensatz
  • 3.1.1. Zusammensetzung der Ereignisse
  • 3.1.1. Zusammensetzung des Unternehmensportfolios
  • 3.1.2. Ereignisstudie
  • 3 1.3. Risikomodellierung
  • 4. Ergebnisse
  • 4.1. Auswertung der Ereignisstudie
  • 4.2. Auswertung der Risikomodellierung
  • 5. Zusammenfassung
  • Literatur
  • Appendix I
  • Perspektiven der deutschen Solarindustrie aus der Sicht von branchenerfahrenen Finanzanalysten
  • 1. Einleitung
  • 2. Thesen
  • 3. Datensatz und Erhebungsstruktur
  • 4. Umfrageergebnisse
  • 4.1. Akquisition von Mitbewerbern
  • 4.2. Eigenständigkeit
  • 4.3. Bewertung von Geschäftsmodellen
  • 4.4. Ausblick zur Zukunft der deutschen Solarindustrie
  • 5. Fazit
  • Literatur
  • Kosten der Kraftwerksbeseitigungen
  • 1. Einleitung
  • 1.1. Problemstellung
  • 1.2. Zielsetzung und Gang der Untersuchung
  • 2. Hintergründe
  • 2.1. Ursachen für die Stilllegung von Kraftwerken
  • 2.1.1. Technische und wirtschaftliche Nutzungsdauer
  • 2.1.2. Standortmangel für Neubauprojekte
  • Steigende Nachfrage nach Neubaustandorten und gesellschaftlicher Druck
  • Verknappung des Flächenangebots
  • 2.2. Bedeutung von Beseitigungen für Energieversorger
  • 2.2.1. Investitionsentscheidungen von Kraftwerksbetreibern
  • 2.2.2. Beseitigung als Teil einer Investitionskette
  • Bau und Inbetriebnahme
  • Betrieb und Instandhaltung
  • Rückbau
  • 3. Der Markt für Kraftwerksbeseitigungen
  • 3.1. Fossile Energieerzeugung in Deutschland
  • 3.1.1. Gegenwärtiger Energiemix
  • 3.1.2. Zukünftige Bedeutung fossiler Energien
  • 3.2. Konservative Kraftwerke in Deutschland
  • 3.2.1. Allgemeine Funktionsweise und Lastbereiche
  • Allgemeine Funktionsweise
  • Lastbereiche
  • 3.2.2. Kraftwerkstypen
  • Steinkohlekraftwerke
  • Braunkohlekraftwerke
  • Ölkraftwerke
  • Gaskraftwerke
  • Sonstige Kraftwerke
  • 3.2.3. Kraftwerke im Bestand
  • 3.2.4. Kraftwerke im Bau und in Planung
  • 3.2.5. Marktentwicklung für konservative Kraftwerke
  • 3.3. Ableitung des zukünftigen Rückbau- und Neubauvolumens
  • 4. Kostenentstehung und Ertragsmöglichkeiten
  • 4.1. Bauweise von Kraftwerken
  • 4.1.1. Bauwerke und Infrastruktur
  • 4.1.2. Verbaute Massen
  • 4.2. Kostenentstehung
  • 4.2.1. Allgemeines
  • 4.2.2. Planung und Genehmigung
  • 4.2.3. Rückbau
  • 4.2.4. Aufbereitung, Verwertung und Entsorgung
  • 4.2.5. Transport
  • 4.3. Erlösmöglichkeiten
  • 4.3.1. Veräußerung technischer Anlagen
  • 4.3.2. Recycling von Wertstoffen
  • 4.3.3. Veräußerung des Grundstücks
  • 4.4. Rückbau der Komponenten des Stromnetzes
  • 5. Marktseitige Besonderheiten und Projektbeispiele
  • 5.1. Besonderheiten der Bauwirtschaft
  • 5.2. Rückbau als Teilsektor der Bauwirtschaft
  • 5.3. Allgemeine Kostenrisiken
  • 5.4. Beispiele für abgeschlossene Kraftwerksbeseitigungen
  • Beispiel 1
  • Beispiel 2
  • 6. Zusammenfassung und Fazit
  • Literatur
  • Projektfinanzierung von solarthermischen Kraftwerken
  • 1. Einleitung
  • 2. Solarthermische Stromerzeugung
  • 2.1. Potentiale der Solarthermie
  • 2.2. Märkte der solarthermischen Stromerzeugung
  • 2.3. Solarthermische Kraftwerkstypen
  • Parabolrinne
  • Linear-Fresnel
  • Solarturm
  • Dish-Stirling
  • 2.4. Technologieanalyse
  • 2.4.1. Stärken und Schwächen
  • 2.4.2. Potentiale
  • 2.4.3. Technologische Risiken
  • 2.4.4. Zusammenfassung
  • 3. Projektfinanzierung von solarthermischen Kraftwerken
  • 3.1. Merkmale der Projektfinanzierung
  • 3.2. Risikoidentifizierung
  • 3.2.1. Projektendogene Risiken
  • 3.2.2. Projektexogene Risiken
  • 3.2.3. Risikoallokation
  • 3.3. Financial Engineering
  • 3.3.1. Cashflow Berechnung und Risikoquantifizierung
  • 3.3.2. Finanzierungsstruktur und Finanzierungsinstrumente
  • 3.3.3. Instrumente der Exportfinanzierung
  • 4. Zusammenfassung
  • Literatur

Projektfinanzierung von PV-Anlagen

Christian Babl, Robert Misselwitz ← 1 | 2 →

 

1.Einführung

1.1.Problemstellung

Erneuerbare Energien haben sich in den letzten Jahren mit einem Anstieg des Branchenumsatzes auf 16 Milliarden Euro in 2009 zu einem bedeutsamen Wirtschaftsfaktor in Deutschland entwickelt.1 Neben den dominierenden Energieformen Wasser- und Windenergie, hat auch der Photovoltaik-Sektor mit einem jährlichen Wachstum von 60% zwischen 2004 und 2009 einen Teil zu dieser Entwicklung beigetragen.2 Zwar ist der Anteil der Photovoltaik (PV) am durch Erneuerbare Energien produzierten Strom noch gering (in Deutschland als Weltmarktführer liegt der Anteil bei 6,6%3), allerdings bietet die Technologie Potential bezüglich der Kostensenkung und der Wirkungsgradsteigerung, so dass weiteres Wachstum prognostiziert wird.4 Zudem hat Photovoltaik den Vorteil, dass sie im Gegensatz zu anderen Erneuerbaren Energien, wie z.B. Wasserkraft und Geothermie, geringe Einschränkungen bei der Standortwahl besitzt. Alleine in Deutschland würde die auftreffende Sonnenenergie mehr als das Hundertfache des Bedarfs an der im selben Zeitraum für Stromerzeugung, Heizen und Autofahren benötigten Energie decken.5 Um diese Menge an Energie nutzen zu können, bedarf es nicht nur privater und gewerblicher Aufdachanlagen, sondern auch großer Freiflächenanlagen. Diese Freiflächenanlagen haben über die Jahre hinweg durch Verbesserung der Skaleneffekte in der Produktion an Größe und Bedeutung gewonnen.6 Dabei spielen bei der Errichtung nicht nur die zur Verfügung stehende Sonnenenergie, sondern auch die gegebenen Rahmenbedingungen, wie die politische Stabilität des Landes und die jeweiligen Förderprogramme, eine Rolle. So lässt sich erklären, dass in Deutschland große PV-Freiflächenanlagen realisiert werden, obwohl es bezüglich der Sonneneinstrahlung nicht der optimale Standort ist. Ein Beispiel hierfür ist die drittgrößte PV-Anlage der Welt, welche in Brandenburg errichtet wurde. Der Solarpark Lieberose besitzt eine Fläche von 230 Fußballfeldern (162 Hektar) und erzeugt eine Leistung von 53 MW.7 ← 2 | 3 →

Projektvorhaben in diesen Dimensionen benötigen geeignete Finanzierungsinstrumente, um realisiert werden zu können. Auf der einen Seite bieten sie für den Initiator zwar große Chancen. Auf der anderen Seite übersteigen sie jedoch auch häufig die Risikobereitschaft und die Haftungsmöglichkeiten einzelner Unternehmen. Eine mögliche Finanzierungsform zur Umsetzung entsprechender Anlagen besteht in der Projektfinanzierung. Der Leitgedanke der Projektfinanzierung besteht darin, die Finanzierung durch die zukünftige Leistungsfähigkeit des Projektes sicherzustellen und somit nicht das initiierende Unternehmen sondern die Wirtschaftlichkeit des Projektes bei der Kreditvergabe in den Vordergrund zu stellen. Um eine Kreditvergabeentscheidung auf diese Weise treffen zu können, muss eine detaillierte Analyse des Projektes vorgenommen werden, in der nicht nur der Ertrag prognostiziert wird sondern auch eine Einschätzung der Risiken erfolgt.

1.2.Zielsetzung

Im Rahmen dieses Beitrages sollen die wesentlichen Faktoren, die einen Einfluss auf die erfolgreiche Durchführung einer PV-Projektfinanzierung besitzen, herausgearbeitet und ihr einzelner Stellenwert anhand einer Sensitivitätsanalyse ermittelt werden.

Hierzu wird zunächst eine kurze Einführung in die Grundlagen einer Projektfinanzierung gegeben und der charakteristische Ablauf einer PV-Projektfinanzierung skizziert. Der Hauptteil des Beitrags spiegelt sich in den beiden Punkten Ertrags- und Risikoanalyse wider. In der Ertragsanalyse wird die Ertragsstruktur eines PV-Projektes in Form einer Cash-Flow-Prognose ermittelt. Diese Cash-Flow-Prognose wird anhand von projektspezifischen Daten erstellt, die sich aus den Investitionskosten während der Erstellungsphase und den Zahlungsströmen während der Betriebsphase zusammensetzen. Aufbauend auf diesen Informationen ist eine detaillierte Betrachtung der Entwicklung des Cash-Flows über die Projektlaufzeit hinweg möglich.

Nach der Ertragsanalyse wird in zwei Abschnitten die Risikostruktur eines PV-Projektes untersucht. Im ersten Abschnitt werden hierzu die einzelnen Risiken identifiziert und die dazugehörigen Maßnahmen zur Bewältigung aufgezeigt. Abschließend werden im Teil der Risikoquantifizierung und -bewertung die Ertragsanalyse und die identifizierten Risiken zusammengeführt. Mit Hilfe einer Sensitivitätsanalyse werden hier die möglichen Einflüsse einzelner Risiken auf die Ertragsentwicklung des Projektes anhand eines Cash-Flow-Modells gemessen und daraus Schlussfolgerungen bezüglich der Bedeutung für das Gelingen der Projektfinanzierung gezogen. ← 3 | 4 →

1.3.Definition der Projektfinanzierung und Abgrenzung zur Unternehmensfinanzierung

Unter einer Projektfinanzierung ist die Finanzierung einer spezifischen Wirtschaftseinheit zu verstehen, in der sich der Kreditgeber vornehmlich auf den Cash-Flow und die Erträge der Wirtschaftseinheit als Quelle zur Begleichung des Kredites konzentriert und die Aktiva lediglich als Kreditsicherheit dienen.8 Aus dieser Definition lassen sich zwei Bestandteile einer Projektfinanzierung ableiten. Zunächst muss für die Projektfinanzierung eine Projektgesellschaft mit eigener Rechtspersönlichkeit gegründet werden, um im Rechtsverkehr eigene Kreditverträge abschließen und als eine für das Projekt gegründete Einheit auftreten zu können. Der alleinige Geschäftsgegenstand dieser Gesellschaft ist die Errichtung und der Betrieb des Projektes. Des Weiteren muss die Kreditvergabeentscheidung auf Basis der zukünftigen Erfolgsaussichten des Vorhabens liegen, da die Aktiva des Projektes regelmäßig nicht ausreichen, um den Kredit decken zu können.9

Hierin liegen auch die zentralen Unterschiede zwischen einer Projekt- und einer konventionellen Kreditfinanzierung. In einer Kreditfinanzierung ist der Kreditnehmer in der Regel ein etabliertes Unternehmen. Dieses Unternehmen erstellt Bilanzen durch die sich die Vermögens- und die Kapitalverhältnisse ermitteln lassen. Auf Grundlage dieser Informationen kann ein Kreditgeber die Unternehmensbonität einschätzen und seine Kreditvergabeentscheidung treffen.10 Eine Projektgesellschaft besitzt diese historischen Informationen nicht. Dadurch, dass im Falle eines Kreditausfalls nicht auf das initiierende Unternehmen sondern nur auf die neu gegründete Projektgesellschaft zurückgegriffen werden kann, dienen die Erfolgsaussichten der geplanten Investitionen als Entscheidungsgrundlage für den Kreditgeber.11

1.4.Ablauf einer PV-Projektfinanzierung

Der Ablauf einer PV-Projektfinanzierung lässt sich auf Basis der Zahlungsströme in die drei Abschnitte Erstellungs-, Betriebs- und Desinvestionsphase unterteilen. Die Desinvestitionsphase wird im Folgenden nicht näher betrachtet, da Zeitpunkt und Form meist ungewiss sind und sie keinen Einfluss auf die Schul ← 4 | 5 → dendienstdeckungsfähigkeit des Projektes besitzen soll und somit keinen Anteil zum Ergebnis dieses Beitrags liefert.12

Die Erstellungsphase eines PV-Projektes zeichnet sich durch die Investitionskosten aus, die durch Eigenkapital und die Aufnahme von Fremdkapital finanziert werden. Zu Beginn steht dabei die Idee, welche von den Projektinitiatoren in einer Projektskizze konkretisiert und in einer Machbarkeitsstudie auf ihre technische und wirtschaftliche Realisierbarkeit überprüft wird.13 Nach einer erfolgreichen ersten Analyse des Projektes müssen potentielle Projektbeteiligte angesprochen, Kontakte mit Banken aufgenommen und die nötigen Genehmigungen eingeholt werden. Bezeichnend für die Planungsphase ist, dass die Gesamtfinanzierung noch nicht gesichert ist und deshalb die anfallenden Kosten durch Eigenkapital gedeckt werden.14 Erst nachdem die ausgewählte Bank oder das Bankenkonsortium eine eigene Überprüfung des Projektes vorgenommen hat und die notwendigen Projektverträge unterzeichnet wurden, wird der Projektgesellschaft Fremdkapital zur Verfügung gestellt. Die Überprüfung durch die Bank beinhaltet dabei neben einer Ertragsanalyse auch die Überprüfung der Rechtswirksamkeit der Projektverträge, der Bonität und der Referenzen der Projektbeteiligten, sowie der gestellten Sicherheiten und des derzeitigen Projektstandes.15

Nach der Sicherstellung der Gesamtfinanzierung kann mit der Errichtung der Anlage begonnen werden. Zu den Errichtungsarbeiten zählen die Baudurchführung, der Anlagentransport, die Anlagenmontage und evtl. die Einweisung der Betriebsführung. Die Errichtung zeichnet sich aus Sicht der Ertragsanalyse durch die hohen Ausgaben für die Anlagenkomponenten und die Montage aus. Der größte Teil der Investitionssumme entfällt dabei auf den Erwerb der Module.16 Im letzten Abschnitt der Erstellungsphase durchläuft die PV-Anlage einen Probebetrieb, bevor sie von der Projektgesellschaft abgenommen wird. An dieser Stelle zeigt sich, ob die PV-Anlage die in der Planung angenommene Leistung erbringen kann. Aus finanzieller und risikopolitischer Sicht ist dies ein Wendepunkt. Die Investitionen wurden auf der einen Seite getätigt und auf der anderen Seite wurden noch keine Erlöse bisher erzielt, so dass sich ein maximales Verlustrisiko für die Projektgesellschaft und den Fremdkapitalgeber ergibt.17 ← 5 | 6 →

Nach der Errichtung und Abnahme durch die Projektgesellschaft, kann die PV-Anlage in den Betrieb übergehen. Von hier an übernimmt die Betriebsführung die nötigen Aufgaben, um einen störungsfreien Ablauf zu sichern. Während der Betriebsphase werden die Erträge des Projektes erzielt, die zur Rückzahlung des aufgenommenen Fremdkapitals und zur Ausschüttung von Dividenden verwendet werden. Die Rückzahlung des Fremdkapitals besitzt dabei eine höhere Priorität als die Eigenkapitalverzinsung. Mit der kontinuierlichen Tilgung des Kredites sinkt mit der Zeit die Belastung des Projektes und das Ausfallrisiko für den Fremdkapitalgeber verringert sich. Sobald der Kredit vollständig getilgt ist, scheidet der Fremdkapitalgeber als Projektbeteiligter aus. Bei der Projektgesellschaft handelt es sich um eine ‚single purpose company’, deshalb werden nach der Tilgung des Kredites keine Neuinvestitionen getätigt und der von da an erwirtschaftete Cash-Flow kann vollständig an die Eigenkapitalgeber ausgezahlt werden.18

2.Ertragsanalyse

Die Erträge eines PV-Projektes werden während der Betriebsphase durch die Einspeisung des Stroms ins öffentliche Netz erwirtschaftet. Um eine genaue Quantifizierung vornehmen zu können, müssen der Absatzpreis und die dazugehörige Absatzmenge prognostiziert werden. Im Allgemeinen handelt es sich bei der Ertragsprognose von Projektfinanzierungen um einen umfangreichen Prozess. Es werden durch Analysetätigkeiten Marktentwicklungen prognostiziert und daraus voraussichtliche Absatzpreise und -mengen ermittelt.19 Bei PV-Projektfinanzierungen richten sich diese Analysetätigkeiten nicht auf die freien Energiemärkte sondern auf die Anlage und die Förderprogramme, da der Netzbetreiber regelmäßig verpflichtet ist den eingespeisten Strom abzunehmen und der Markt dadurch an Bedeutung verliert.20 Im Folgenden wird deswegen zur Bestimmung des Absatzpreises auf die Förderprogramme und zur Bestimmung der Absatzmenge auf die Stromertragsprognose eingegangen. Zum Abschluss der Ermittlung aller wichtigen projektspezifischen Daten wird auf die Betriebsausgaben eines PV-Projektes eingegangen. ← 6 | 7 →

2.1.Förderprogramme

Da die Photovoltaik ohne entsprechende Subventionierungen noch nicht in der Lage ist preislich mit konventionellen Energieformen zu konkurrieren, stellen Förderprogramme weiterhin eine Voraussetzung für die Realisierung einer PV-Projektfinanzierung dar.21 Die Ausgestaltungsformen sind von Staat zu Staat verschieden und unterscheiden sich nicht nur in der Wirkungsweise sondern auch in der Qualität der Umsetzung. Es bestehen im Wesentlichen vier Arten von Förderprogrammen, die auf Bundes-, Landes- bis hin zur Gemeindeebene initiiert werden können. Allen Formen von Förderprogrammen ist dabei gemein, dass sie dem Projektinitiator einen positiven Anreiz geben durch Innovationen die Kosten zu senken und somit eine höhere Rendite zu erzielen.22

Die erste Gruppe von Förderprogrammen wird über Mindestvergütungen und Zuschläge realisiert. Eine Möglichkeit ist es, den Netzbetreiber zu verpflichten, den Strom zu einem festgelegten Preis abzunehmen und somit den Projektbeteiligten eine fixe Einspeisevergütung in Aussicht zu stellen. Die Differenz zwischen dem festgelegten Preis und dem Marktpreis stellt hierbei die Förderung dar. Dieses System wird u.a. in Deutschland, Spanien, Frankreich und Italien verwendet. Der Abnahmepreis des Netzbetreibers kann sich auch aus dem jeweiligen Marktpreis und einem Aufschlag zusammenstellen, dann wird von einem Premiumtarif gesprochen (u.a. Niederlande, Norwegen).23

Bei Quotenmodellen werden die Stromerzeuger verpflichtet, einen bestimmten prozentualen Anteil ihrer Stromerzeugung durch Erneuerbare Energien zu decken. Falls ein Stromerzeuger seine vorgegebene Quote aus eigenen Erneuerbaren Energien nicht erreicht, hat er entweder die Möglichkeit Zertifikate, die von anderen Anlagenbetreibern am Zertifikatmarkt vertrieben werden, zu erwerben oder eine Strafzahlung in Kauf zu nehmen. Bei einem Quotenmodell werden die Einnahmen einer PV-Anlage somit über zwei Quellen generiert. Erstens über den direkten Verkauf des Stroms zu Marktpreisen und zweitens über den Verkauf von Zertifikaten am Zertifikatmarkt. Der Zertifikatspreis wird dabei durch die Quotenhöhe, die Höhe der Strafzahlungen und der Anzahl an Anbietern von Erneuerbaren Energien beeinflusst. Es besteht die Möglichkeit, die Quoten für einzelne Formen von Erneuerbaren Energien differenziert festzulegen oder für alle Formen zusammen eine zu bestimmen (u.a. Großbritannien, Dänemark, Japan).24 ← 7 | 8 →

Der wichtigste Bestandteil einer Ausschreibungsregelung ist die Auktionsrunde. In dieser geben Projektinitiatoren ein Angebot für den zukünftigen Strompreis ihrer geplanten Projekte ab. Der Staat gibt ein Quotenziel von installierten Kapazitäten vor und vergibt die Aufträge an die Initiatoren nach aufsteigenden Strompreisen bis dieses Ziel erreicht ist. Der angebotene Strompreis des letzten Initiators stellt dabei für alle Initiatoren den über langfristige Verträge vom Staat gesicherten festen Abnahmepreis dar. Auch in diesem Fall besteht die Möglichkeit die Quoten für einzelne Erneuerbare Energien-Formen oder für alle zusammen festzulegen (u.a. Frankreich, Portugal, Kanada).25

Die letzte Form von Anreizmechanismen besteht aus Steuererleichterungen und sonstigen staatliche Unterstützungen. Hierbei besteht die Möglichkeit einer Steuerbefreiung oder -ermäßigung, um die Aufwendungen des Projektinitiators zu verringern. Zudem kann die Erleichterung beim Bau des Projektes oder während der Betriebsführung realisiert werden. Sonstige staatliche Unterstützungen werden in der Bereitstellung von Kapital zu Beginn eines Projektes und in der Gewährung von vergünstigten Krediten umgesetzt.26 Zumeist sind diese Förderprogramme sekundäre Instrumente und werden nur in Kombination mit anderen Förderprogrammen eingesetzt (u.a. Deutschland, Finnland, USA).27

2.2.Stromertragsprognose

2.2.1.Bestandteile

Für die Bestimmung der Cash-Flow-Prognose einer PV-Projektfinanzierung muss der Stromertrag der PV-Anlage ermittelt werden. Es bestehen dabei zwei Einflussfaktoren, die bei der Analyse berücksichtigt werden müssen. Erstens die einzelnen Anlagenkomponenten, hierzu zählen die PV-Zellen, Module, Wechselrichter und das Anlagengestell, und zweitens die standortspezifischen Gegebenheiten. Es ist dabei allgemein anerkannt, „dass für eine zuverlässige Ertragsprognose das Systemverhalten(…) spezifisch für das jeweilige Objekt zu ermitteln ist. Die bloße Multiplikation der lokalen Einstrahlung in Modulebene mit einem angenommenen Ertragsfaktor (‚Performance Ratio’, abgekürzt PR) wird als unzureichend abgewiesen.“28 Es muss somit für jedes PV-Projekt eine individuelle Ertragsprognose erstellt werden. Diese erfolgt bei großen PV-Projekten in Form von Stromertragsgutachten, die von unabhängigen Gutachtern erstellt werden. Im Folgenden wird auf die einzelnen Komponenten, die einen Einfluss ← 8 | 9 → auf diese Ertragsgutachten besitzen, eingegangen. Hierbei werden auch die Alternativen, die für einen Projektinitiator bei der Planung einer PV-Anlage bestehen, aufgezeigt.

2.2.2.Zelltypen

Die Auswahl des Zelltyps ist eine der wesentlichen Entscheidungen bei der technischen Planung einer PV-Anlage. Die Unterschiede liegen nicht nur in den Anschaffungskosten und den Wirkungsgraden sondern auch in der Belastbarkeit durch äußere Einflüsse.29 In einer Projektfinanzierung müssen diese Aspekte in der Planung mit einbezogen werden, um auf der einen Seite die Anschaffungskosten den Erlösen gegenüberstellen zu können und auf der anderen Seite das Risiko einer Leistungsabnahme einschätzen zu können.

Es haben sich in den letzten Jahren drei Zelltypen durchgesetzt: Polykristalline und monokristalline Siliziumzellen sowie Dünnschichtzellen. Es bestehen zwar noch weitere Zelltypen, jedoch sind diese entweder nicht konkurrenzfähig oder noch nicht ausreichend erprobt und stellen somit zurzeit keine Alternative für eine Projektfinanzierung dar.30 Polykristalline und monokristalline Siliziumzellen sind mit einem Marktanteil von je 45% und 35% weltweit am weitesten verbreitet.31 Sie verfügen beide über einen höheren Wirkungsgrad als Dünnschichtzellen, wobei monokristalline mit einem Wirkungsgrad von 15% (erzeugte elektrische Energie/auftreffende Sonnenenergie) geringfügig effizienter als polykristalline Zellen sind. Polykristalline Zellen besitzen dagegen durch die einfachere und kostengünstigere Produktion geringere Herstellungskosten, so dass kein klarer Favorit zwischen den beiden Zelltypen besteht. Häufig entscheiden auch die zur Verfügung stehenden Kapazitäten über die Auswahl zwischen diesen beiden Zelltypen.32

Details

Seiten
X, 228
Jahr
2015
ISBN (PDF)
9783653046236
ISBN (ePUB)
9783653977349
ISBN (MOBI)
9783653977332
ISBN (Hardcover)
9783631654422
DOI
10.3726/978-3-653-04623-6
Sprache
Deutsch
Erscheinungsdatum
2014 (Oktober)
Schlagworte
Kraftwerksbeseitigung EEG Projektfinanzierung Energiewende
Erschienen
Frankfurt am Main, Berlin, Bern, Bruxelles, New York, Oxford, Wien, 2014. X, 228 S., 32 s/w Abb., 44 Tab.

Biographische Angaben

Paschen von Flotow (Band-Herausgeber:in) Dirk Schiereck (Band-Herausgeber:in) Julian Trillig (Band-Herausgeber:in)

Paschen von Flotow ist Leiter des Sustainable Business Institute (SBI). Dirk Schiereck ist Lehrstuhlinhaber am Fachgebiet für Unternehmensfinanzierung der Technischen Universität Darmstadt. Julian Trillig ist Wissenschaftlicher Mitarbeiter am Fachgebiet für Unternehmensfinanzierung der Technischen Universität Darmstadt.

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Titel: Energietransformation, dezentrale Erzeugungsprobleme und Finanzierung der Solarindustrie