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Timestamp: 2019-07-24 09:36:55+00:00

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Finanzierungsplanung und Risikomanagement bei ...
Michael Kühnelt (Autor)
Hochschule der Sparkassen-Finanzgruppe Bonn (Finance, Finance)
Symbol- / Formelverzeichnis
2 Erneuerbare Energien – Überblick über die Verfahren und Techniken
2.1 Nutzung der Sonneneinstrahlung durch Photovoltaik
2.2 Nutzung der Stärke des Windes
2.3 Energiegewinnung aus nachwachsenden Rohstoffen durch Biogasanlagen
3 Grundlagen der Projektfinanzierung
3.1 Off-Balance Sheet Financing
3.2 Cash Flow Related Lending
3.3 Risk Sharing
4 Beteiligte bei Projektfinanzierungen im Bereich der Erneuerbaren Energien
5 Finanzierungsplanung bei Erneuerbare Energien Projekten
5.1 Grundlagen der Finanzierungsplanung
5.2 Ermittlung des Kapitalbedarfes
5.2.1 Grundlagen der Kapitalbedarfsplanung bei Erneuerbare Energien Projekten
5.2.2 Besonderheiten der Kapitalbedarfsplanung bei Photovoltaikprojekten
5.2.3 Besonderheiten der Kapitalbedarfsplanung bei Windkraftprojekten
5.2.4 Besonderheiten der Kapitalbedarfsplanung bei Biogasprojekten
5.3 Planung des freien Cash-Flow
5.3.1 Grundlagen der Cash-Flow-Planung bei Erneuerbare Energien Projekten
5.3.2 Spezifische Ertragsgrößen bei Photovoltaikprojekten
5.3.3 Spezifische Aufwandsgrößen bei Photovoltaikprojekten
5.3.4 Spezifische Ertragsgrößen bei Windkraftprojekten
5.3.5 Spezifische Aufwandgrößen bei Windkraftprojekten
5.3.6 Spezifische Ertragsgrößen bei Biogasprojekten
5.3.7 Spezifische Aufwandsgrößen bei Biogasprojekten
5.3.8 Sonstige Einflussgrößen
5.4 Verfügbare Finanzierungsformen
5.4.1 Eigenkapital
5.4.2 Eigenkapitalersetzende Finanzierungsmittel
5.4.3 Klassisches Fremdkapital
5.5 Finanzierungsplanung am Beispiel eines Photovoltaik-Projektes
5.6 Exkurs: Auswirkungen der zum 01.07.2010 einsetzenden Änderungen des EEG auf den CF-Verlauf und die Realisierbarkeit von Photovoltaik-Projekten
6 Risikomanagement bei Erneuerbare Energien Projekten
6.1.1 Reserve- und Abbaurisiken
6.1.2 Fertigstellungs- und Kostenüberschreitungsrisiken
6.1.3 Verfahrenstechnische Risiken
6.2 Wirtschaftliche Risiken
6.2.1 Betriebsrisiko
6.2.2 Marktrisiko
6.2.3 Zinsänderungsrisiko / Währungsrisiken
6.3 Externe Risiken
6.4 Sensitivitätsanalyse und Szenariotechnik am Beispiel eines Photovoltaikprojektes
6.5 Absicherung der nicht übertragbaren Risiken durch das Kreditinstitut
6.5.1 Auswahl der Kreditsicherheiten
6.5.2 Besondere Vereinbarungen
Anhang Nr. 1: Zins- und Tilgungsplan Darlehen Nr. 1 zu Kapitel 5.5
Anhang Nr. 2: Zins- und Tilgungsplan Darlehen Nr. 2 zu Kapitel 5.5
Am 30.10.2009 wurde in München von 12 deutschen Unternehmen, darunter E.ON AG, Deutsche Bank AG, Siemens AG und Münchner Rück AG die „Desertec Industrial Initiative Planungsgesellschaft (DII)“ gegründet. Ziel dieser Gesellschaft ist die Errichtung von Solarthermischer Kraftwerke in den Wüsten des Mittelmeerraumes. Diese Kraftwerke sollen rd. 15% des europäischen Strombedarfes auf erneuerbarer Basis abdecken[1]. Am 27.04.2010 wurde in der Nordsee der erste deutsche Hochsee-Windpark durch Bundesumweltminister Dr. Norbert Röttgen medienwirksam eröffnet. Der Windpark „alpha ventus“ besteht aus 12 Windturbinen. Mit einer Nennleistung von je 5 Megawatt handelt es sich dabei um die derzeit leistungsstärksten Turbinen der Welt[2]. Im Jahr 2008 generierten in Deutschland 280.000 Arbeitskräfte in Bereich der Erneuerbaren Energien einen Jahresumsatz von 29 Mrd. EUR. 112 Mio. Tonnen Kohlendioxid wurden vermieden[3].
Die obigen Ausführungen machen deutlich, welche Bedeutung die Erzeugung Erneuerbarer Energien mittlerweile in Deutschland erreicht hat. Mit dieser gestiegenen Bedeutung ist auch der Finanzierungsbedarf für entsprechende Vorhaben gestiegen. Gerade bei der Finanzierung innovativer Technologien oder bei Projekten mit hohen Finanzierungsvolumen versagen allerdings die klassischen Unternehmenskredite aufgrund der umfangreichen Risiken und der Vielzahl der Beteiligten. Die genannten Faktoren machen den Einsatz spezieller Finanzierungsinstrumente erforderlich.
Die vorliegende Arbeit erläutert den Einsatz der Projektfinanzierung bei Vorhaben im Bereich der Erneuerbaren Energien. Der Schwerpunkt der Arbeit liegt in der Finanzierungsplanung und dem Risikomanagement für Photovoltaik-, Windkraft- und Biogasprojekte in Deutschland. Hierzu werden die genannten Verfahren ausführlich vorgestellt und die damit verbundenen Erträge, Aufwendungen und Investitionen erläutert. Anschließend werden Finanzierungsmöglichkeiten aufgezeigt und die mit den Projekten verbundenen Risiken und Maßnahmen zu deren Begrenzung genannt. Der Leser soll einen Überblick über die zur Finanzierung solcher Projekte notwendigen Grundlagen und Rahmenbedingungen erhalten.
Abbildung 1: Beteiligte bei Erneuerbare Energien Projekten
Abbildung 2: Einspeisevergütungen Solare Strahlungsenergie
Abbildung 3: Einspeisevergütungen Biomasse
Abbildung 4: Auszug aus den Bonus-Vergütungen für die Nutzung von Biomasse
Abbildung 5: Beispiel Photovoltaikanlage: Rahmendaten, Kapitalbedarfsplanung, Finanzierungsplanung
Abbildung 6: Beispiel Photovoltaikanlage: Cash-Flow-Planung, Jahre 2010-2030
Abbildung 7: Beispiel Photovoltaikanlage: Cash-Flow-Planung, Jahre 2010-2030, nach Änderung des EEG
Abbildung 8: Beispiel Photovoltaikanlage: Cash-Flow-Planung, Kalkulationsszenarien
Abbildung 9: Beispiel Photovoltaikanlage: Cash-Flow-Planung, Worst-Case-Szenario, Jahre 2010-2030
Die Bedeutung der Erneuerbaren Energien in Deutschland hat in den vergangenen Jahren erheblich zugenommen. Im Jahr 2009 wurden bereits 10,6 % des gesamten Endenergieverbrauches durch erneuerbare Energieträger abgedeckt. Bei der Stromversorgung betrug dieser Anteil sogar 16,1%[6]. Der Hauptanteil liegt hier bei den Wind- (38%) und Wasserkraftanlagen (19,0%). Beide Bereiche stagnierten jedoch in den letzten Jahren. Eine deutliches Wachstum war hingegen im Bereich Photovoltaik mit einem Anstieg in 2009 um 40,9% auf einen Anteil von 6,2 % zu verzeichnen[7].
Für die Zukunft ist von einer weiteren, überproportionalen Zunahme der erneuerbaren Energieträger auszugehen. Aufgrund der Knappheit fossiler Energieträger und den damit verbundenen negativen Umwelteffekten besteht akuter Handlungsbedarf. Hinzu kommen die Risiken der Atomenergie, die aktuell über die Ereignisse im und um das Endlager Asse in Niedersachsen wieder sehr deutlich geworden sind. Die vorangegangenen Bundesregierungen haben vor diesem Hintergrund feste Ziele für einen Wandel der Energieversorgung definiert, die auch durch die aktuelle Regierung weiter vorangetrieben werden. Diese sehen vor, dass bis 2020 der Anteil der erneuerbaren Energien am gesamten Strombedarf auf 30% erhöht werden soll[8]. Weiterhin soll bis Mitte des Jahrhunderts rund die Hälfte des gesamten Energieverbrauches durch erneuerbare Energien abgedeckt sein[9].
Sowohl die Nutzung und Weiterentwicklung bestehender Verfahren zur Gewinnung Erneuerbarer Energien, als auch die Entwicklung neuer Verfahren ist dabei in der Regel mit erheblichen Investitionsvolumen verbunden. Dieses kann häufig nicht allein durch die Initiatoren entsprechender Projekte bereitgestellt werden. Es ist daher zu erwarten, dass auch der Bedarf an entsprechenden Finanzierungslösungen in der nahen Zukunft weiter deutlich zunehmen wird. Die vorliegende Arbeit zeigt auf, wie Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien über Projektfinanzierung realisiert werden können. Der Schwerpunkt der Arbeit liegt in der Entwicklung der Finanzierungsplanung und dem Risikomanagement. Aus der Vielzahl der Verfahren zur Gewinnung Erneuerbarer Energien werden aufgrund der hohen Praxisrelevanz die Windkraft-, Photovoltaik- und Biogastechnik näher betrachtet.
In Kapitel 2 werden zunächst die genannten Verfahren zur Gewinnung Erneuerbarer Energien kurz vorgestellt. Kapitel 3 stellt anschließend mit den wesentlichen Merkmalen von Projektfinanzierungen die Ausgangsbasis für den weiteren Verlauf der Arbeit. Auf diesen Merkmalen aufbauend, werden in Kapitel 4 die wesentlichen Beteiligten bei Projekten im Bereich der Erneuerbaren Energien mit ihren jeweiligen Aufgaben und Funktionen vorgestellt. Kapitel 5 und 6 beschäftigen sich ausführlich mit der Finanzierungsplanung und dem Risikomanagement von Projekten aus den Bereichen Photovoltaik, Windkraft und Biogas. Im Rahmen der Finanzierungsplanung am Beispiel einer Photovoltaikanlage wird in Kapitel 5 auch auf die Bedeutung der zum 01.07.2010 einsetzenden Kürzung der Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen und der damit verbundenen Auswirkungen auf die Realisierbarkeit von entsprechenden Projekten eingegangen. Neben der Identifizierung der spezifischen Risiken von Projektfinanzierungen in den Bereichen Photovoltaik, Windkraft und Biogas werden in Kapitel 6 konkrete Handlungsempfehlungen zur Absicherung dieser Risiken gegeben.
Die Arbeit schließt mit einer Zusammenfassung und kritischen Beurteilung der Ergebnisse.
Das folgende Kapitel gibt einen Überblick über die für diese Arbeit relevanten Verfahren zur Energiegewinnung. Alle genannten Energieträger haben dabei die gleiche Quelle. Die Sonne sendet nicht nur direkt nutzbare Energie in Form von Solarer Strahlungsenergie auf die Erde, sie ist auch die wesentliche Quelle des Windes und der nachwachsenden Rohstoffe[10].
Der Begriff Photovoltaik setzt sich aus den Wörtern Photo und Volta zusammen. Photo steht für Licht, Volta im weiteren Sinne für die Maßeinheit der elektrischen Spannung (Volt). Es geht also um die Umwandlung von Sonnenlicht in Elektrizität[11]. Die dabei zur Anwendung kommende Technik ist sehr komplex und deren Verständnis erfordert einen tiefen Einstieg in die Physik, dies soll jedoch nicht Inhalt dieser Arbeit sein.
Das wesentliche Material zur Herstellung von Solarzellen ist der Halbleiter Silizium. Dieser wird aus Quarzsand gewonnen. Solarzellen wandeln die solare Strahlungsleistung in elektrische Leistung um. Welcher Anteil der Strahlungsleistung dabei in Elektrizität umgewandelt wird, gibt der Wirkungsgrad einer Solarzelle an. Aktuell erreichen Siliziumsolarzellen einen Wirkungsgrad von rund 20%. Die Nennleistung einer Solarzelle wird in der Einheit „Watt Peak (Wp)“ angegeben. Diese Einheit stellt die maximale Leistung der Solarzelle bei einer Bestrahlungsstärke von 1000 Watt pro Quadratmeter und einer Modultemperatur von 25 Grad Celsius dar. Die Modultemperatur wird im Sommer jedoch meist deutlich überschritten. Da mit steigender Temperatur die Wirkung der Solarzelle nachlässt, wird die Nennleistung der Solarzelle selten erreicht[12].
Bei der Nutzung von Photovoltaikanlagen unterscheidet man zwischen Inselanlagen und netzgekoppelten Anlagen. Bei Inselanlagen wird der produzierte Strom gleich an Ort und Stelle verwendet. Dies kommt zur Anwendung wenn kein Zugang zum öffentlichen Stromnetz verfügbar ist oder dieser nur mit sehr hohem Aufwand hergestellt werden kann. Beispiele sind Parkuhren, aber auch ganze Wohnsiedlungen in abgelegenen Gebieten mit hoher Sonneneinstrahlung. Photovoltaikmodule geben Gleichspannung ab. Zur Einspeisung in das öffentliche Stromnetz ist daher die Umwandlung in Wechselspannung über einen Wechselrichter erforderlich. Ebenso wie bei den Modulen selbst, ist auch bei den Wechselrichtern ein hoher Wirkungsgrad von Bedeutung, um Energieverluste bei der Umwandlung von Gleich- in Wechselstrom zu vermeiden. Eine weitere Funktion ist die Optimierung der Anlagenleistung. Die Menge der in das öffentliche Netz eingespeisten Energie wird über einen separaten Stromzähler ermittelt[13].
Die Installation von Photovoltaikanlagen erfolgt zumeist auf Dächern. Aber auch Fassaden oder Freilandflächen eignen sich für die Aufstellung. Dabei ist die ungehinderte Einstrahlung der Sonne wichtig. Verschattungen durch Gebäude, Bäume oder andere Umweltbedingungen sollten vermieden werden, da diese zu empfindlichen Leistungseinbußen führen.
Durch die unterschiedlich verteilte Sonneneinstrahlung auf die Erde findet ein globaler Austausch von warmen und kalten Luftmassen statt. Die dadurch entstehenden Winde machen sich die Menschen schon lange zunutze. So gehörten Mühlen zum Getreidemahlen oder zum Pumpen von Wasser über zwei Jahrtausende lang zum festen Bestandteil des menschlichen Lebens. Im Zuge der Industrialisierung verschwanden die Windmühlen, verdrängt von Dampfmaschinen und Motoren, jedoch nahezu vollständig. Erst in den letzten zwei bis drei Jahrzehnten, in denen die Folgen der Industrialisierung in Form der Klimaerwärmung und der Verknappung und Verteuerung fossiler Energieträger deutlich werden, erlebte die Nutzung der Windkraft ihre Wiederauferstehung[14].
Das gesamte globale Windenergieangebot entspricht einem Vielfachen des weltweiten Primärenergiebedarfs. Dieses ist nach dem heutigen Stand der Technik jedoch nur zu einem kleinen Teil nutzbar, da wesentliche Teile der Erdoberfläche mit Wasser bedeckt und daher nicht zugänglich sind. Über der offenen See und direkt an den Küsten ist das Windangebot am größten, da es hier keine Hindernisse gibt. Im unebenen Landesinneren wird der Wind durch Hügel und Berge abgebremst und verliert so einen wesentlichen Teil seiner Kraft. Auf Hügeln und Bergkuppen gibt es aber auch hier optimale Standorte.
In Deutschland könnte man mit dem vorhandenen Windangebot rd. ein Drittel des gesamten Strombedarfes decken[15]. Aktuell werden jedoch lediglich rd. 6,1% auf diesem Weg hergestellt[16]. Es besteht also noch erhebliches Ausbaupotenzial. Bis heute wurden in Deutschland die meisten Windkraftanlagen auf dem Festland (Onshore) aufgebaut. Die Aufstellung auf See (Offshore) gewinnt jedoch wegen des größeren Windangebotes zunehmend an Bedeutung[17]. Am 26.04.2010 hat der erste deutsche Offshore Windpark mit einer Gesamtleistung von 60 Megawatt medienwirksam seinen Betrieb aufgenommen. Hieraus sollen wichtige Impulse für die weitere Entwicklung der Offshoretechnik entstehen.
Eine Windkraftanlage entzieht dem Wind Energie, indem sie die Windgeschwindigkeit über die sich drehenden Rotorblätter verlangsamt, den Wind also abbremst. Welchen Anteil der vorhandenen Windenergie eine Anlage nutzt, wird über den Leistungsbeiwert angegeben[18]. Durch die Drehung der Rotoren wird ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. Die meisten Anlagen verfügen über drei Rotorblätter, um eine optimale Massenverteilung und damit eine minimale Schwingungsbelastung der übrigen Baugruppen zu erreichen. Weitere Vorteile sind ein ruhigeres Laufbild aufgrund der niedrigeren Laufgeschwindigkeit und die damit verbundene geringere Geräuschentwicklung. Zusätzliche wichtige Bauteile sind der Blattverstellmechanismus und die Windrichtungsnachführung. Beide sorgen für eine optimale Laufgeschwindigkeit und Windausrichtung und maximieren so die Leistung der Anlage[19].
Biomasse ist der mit Abstand älteste regenerative Energieträger. Von der Entdeckung des Feuers vor mehreren hunderttausend Jahren bis in das 18. Jahrhundert hinein war Holz der wichtigste Brennstoff / Energieträger auf der Welt. Ähnlich wie die Windkraft hat dieser im Zuge der Industrialisierung jedoch nahezu vollständig an Bedeutung verloren und ist erst in der jüngsten Vergangenheit wieder in das öffentliche Interesse gerückt. Auch die in Biomassen enthaltene Energie hat ihren Ursprung in der Sonne. Pflanzen bauen über die Photosynthese Biomasse auf, die über verschiedene Verfahren wie trocknen, vergoren, etc. zu gut nutzbaren Biomassebrennstoffen umgewandelt werden. In Deutschland könnten rund 8 % des Primärenergiebedarfes mit Hilfe von Biomasse abgedeckt werden[20].
Das zur Energiegewinnung mit Hilfe einer Biogasanlage notwendige Biogas entsteht als Stoffwechselprodukt beim Abbau von Biomasseträgern durch Bakterien. Die klassischen Rohstoffe hierfür sind Maissilage und Gülle. Das Herz einer Biogasanlage ist der beheizte Fermenter. Hierin findet der Vergärungsprozess in feuchter Umgebung und unter Luftabschluss statt. Eine Rührvorrichtung sorgt für optimale Bedingungen. Mit einem Methangehalt von 50% - 75% ist Biogas leichter als Luft und steigt im Fermenter nach oben. Dort wir es abgesaugt, anschließend gereinigt und entschwefelt. Die häufigste Nutzungsform des Biogases ist die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) über ein Blockheizkraftwerk (BHKW). Dabei dient das Biogas als Kraftstoff in einem Verbrennungsmotor. Dieser treibt einen Generator zur Stromproduktion an. Die dabei entstehende Wärme kann zum Heizen genutzt werden. In den meisten Biogasanlagen läuft in der Regel ein Blockheizkraftwerk im 24 Stunden Betrieb. Ein zweites wird jeweils zum Spitzenausgleich zugeschaltet[21]. Die Nennleistung einer Biogasanlage richtet sich in erster Linie nach der Menge der zur Verwertung anfallenden bzw. geplanten Rohstoffe / Substrate. Je Hektar Maissilage ist beispielsweise eine installierte Leistung von 1,5 – 3,0 Kilowatt erforderlich. Eine Einheit Großvieh erfordert 0,10 – 0,15 Kilowatt Nennleistung[22].
Die Potenziale der Biogasnutzung sind in Deutschland durch die begrenzte Anbaufläche stark begrenzt. Trotz dieser Tatsache wird die Biogastechnik gerade in der Landwirtschaft einen festen Stellenwert behaupten. Mit der Verwertung ohnehin anfallender Substrate (Gülle, Hühnerkot, etc.), der Nutzung der Biogasgülle als hochwertigen Dünger und der oftmals naheliegenden Abwärmenutzung (Stallungen, große Wohnhäuser, Getreidetrocknung, etc.) entsteht hier ein deutlicher Mehrwert zur reinen Vergütung der erzeugten Energie.
Die in Kapitel 2 vorgestellten Möglichkeiten zur Erzeugung Erneuerbarer Energien erfordern regelmäßig einen hohen Kapitaleinsatz. Die Projektfinanzierung, deren Grundlagen Inhalt des folgenden Kapitels sind, stellt eine optimale Lösung zur finanziellen Strukturierung solcher Projekte dar. Projektfinanzierungen gibt es in vielen Gestaltungsformen und Konstellationen. Über dieser großen Vielfalt stehen jedoch einige wesentliche Merkmale, die allen Projektfinanzierungen zu Grunde liegen und daher im Folgenden näher vorgestellt werden[23].
Initiatoren eines Projektes sind die Projektträger. Oftmals sind diese jedoch nicht in der Lage und/oder nicht bereit, die mit dem Projekt verbundenen Risiken, insbesondere die vollständige Haftung für das Fremdkapital, in voller Höhe zu tragen. Aus diesem Grund wird zur Errichtung und zum Betrieb des Projektes eine Einzweckgesellschaft (Single Purpose Company) gegründet. Dabei wird meist eine streng haftungsbeschränkte Rechtsform gewählt. In Deutschland sind dies meist die GmbH oder die GmbH & Co. KG. Um wichtige Kennzahlen in den Bilanzen der Projektträger, insbesondere die Eigenkapitalquote, nicht zu belasten, wird die Beteiligungsstruktur in der Regel so gewählt, dass eine Konsolidierung mit der Projektgesellschaft nicht erforderlich wird.
Durch das Off-Balance Sheet Financing befinden sich die Verbindlichkeiten der Projektgesellschaft außerhalb des Haftungsbereiches der Projektträger. Als Sicherheiten stehen oftmals nur die Aktiva der Projektgesellschaft zur Verfügung. Da diese jedoch meist sehr projektspezifisch und damit schwer be- und verwertbar sind, ist bei der Projektfinanzierung die nachhaltige Tragbarkeit des Kapitaldienstes Kern der Kreditprüfung. Es ist daher detailliert zu prüfen, welcher freie Cash-Flow in den einzelnen Perioden des Projektes zur Verfügung steht, welchen Risiken dieser Cash-Flow unterliegt und welche Maßnahmen bei ungeplanten Veränderungen zur Sicherung des Projekterfolges ergriffen werden können. Im Rahmen dieser Prüfung haben Simulationen auf Basis verschiedener Ertragsszenarien eine wichtige Rolle. Die Entwicklung der Finanzierungsstruktur, die detailliert in Kapitel 5 beschrieben wird, basiert auf den Ergebnissen dieser Cash-Flow Planung. Es ist sicherzustellen, dass der vorgesehene Kapitaldienst der verschiedenen Finanzierungskomponenten zu jedem Zeitpunkt und bei jeder Simulationsstufe durch den jeweils zur Verfügung stehenden freien Cash-Flow bedient werden kann.
Die Strukturierung einer Projektfinanzierung außerhalb der Bilanzen und Haftung der Sponsoren macht eine Verteilung der Projektrisiken auf mehrere Parteien erforderlich. Da alle an einem Projekt beteiligten Parteien einen persönlichen Nutzen aus der Umsetzung des Projektes erwarten, werden die erkennbaren Risiken entsprechend der jeweiligen Risikotragfähigkeit und des jeweiligen Nutzens auf die Projektbeteiligten verteilt. Für die Banken besitzt dabei die Absicherung des im Extremfall eintretenden Kreditausfalls einen hohen Stellenwert. Da sie durch die Zinserträge aus der Bereitstellung der Kredite nur einen erfolgsunabhängigen Anteil am Projektergebnis haben, besteht bei den Banken auch kein Interesse an einer Übernahme unternehmerischer Risiken. Diese werden durch entsprechende Verträge und Vereinbarungen auf die Projektbeteiligten verlagert, die den größten Einfluss auf das Eintreten bzw. die Begrenzung dieser Risiken haben. Zur Absicherung der verbleibenden Risiken wird meist eine begrenzte Haftung der Projektträger über Bürgschaften vereinbart (Limited Recourse Financing). Eine vollständige Haftungsübernahme (Full Recourse Financing) bzw. ein vollständiger Verzicht auf eine Haftung der Projektträger (Non Recourse Financing) sind die Ausnahme. Wie das Risikomanagement bei Projekten im Bereich der Erneuerbaren Energien erfolgen kann, wird in Kapitel 6 beschrieben. Die Vorstellung der verschiedenen Projektbeteiligten folgt im folgenden Kapitel.
Wie in Kapitel 3.3 dargestellt, ist die Einbindung der verschiedenen Projektbeteiligten im Rahmen des Risk Sharing ein elementarer Bestandteil jeder Projektfinanzierung[24]. Abbildung 1 gibt einen Überblick über die verschiedenen Beteiligten und ihre Verbindung zum Projekt.
Abbildung 1: Beteiligte bei Erneuerbare Energien Projekten[25]
Die durch Wind und Sonneneinstrahlung vorhandene Energie wird durch die jeweilige Projekttechnik in für die Menschen nutzbare Energie umgewandelt. Bei Biomasse-/ Biogasprojekten ist zur Umwandlung zunächst der Anbau, die Bewirtschaftung und die anschließende Ernte der Rohstoffe durch Zuliefer er (Landwirte, Forstbetriebe, etc.) und speziell ausgestattete Lohnunternehmer, die die notwendige Technik vorhalten, erforderlich.
Bevor mit der Realisierung des Projektes begonnen werden kann, ist durch die Projektträger zunächst ein Grundkonzept zu erstellen. Die notwendigen Finanzierungsmittel für die Kosten der weiteren Projektkonzeption sind ebenfalls vorzuhalten. Anschließend wird durch die Projektträger in Zusammenarbeit mit den voraussichtlichen Projekterstellern und den Planern und Beratern ein tragbares Projektkonzept entwickelt. Sachverständige und Gutachter werden mit der Erstellung von Machbarkeitsstudien und Ertragsgutachten sowie mit der Prüfung der baulichen Umsetzbarkeit beauftragt. Dabei spielen u.a. die vorgegebenen rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, wie beispielsweise die Höhe der garantierten Einspeisevergütung für erzeugte Energien und die baurechtlichen Bestimmungen eine wesentliche Rolle. Die gewonnenen Daten werden in das Projektkonzept integriert. Auf Basis des nun weitestgehend fertiggestellten Konzeptes wird das Projekt möglichen Investoren und Fremdmittelgebern zur Prüfung vorgelegt. Diese entscheiden auf Basis des Projektkonzeptes, der vorgelegten Gutachten und Studien sowie eigener Erfahrungen mit vergleichbaren Projekten, ob ein Engagement grundsätzlich vorstellbar erscheint. Anschließend werden in konkreten Vertragsverhandlungen die Konditionen, Bedingungen, Vereinbarungen, Verpflichtungserklärungen und sonstigen Vertragsbestandteile erarbeitet.
Ist die Finanzierung der Projekterstellung und des Projektbetriebes gesichert, kann durch die Projektersteller mit der Lieferung und Herstellung der baulichen- und technischen Anlagen und der übrigen Infrastruktur begonnen werden. Mit Inbetriebnahme des Projektes beginnt die Energiegewinnung. Der störungsfreie Projektbetrieb wird durch die Projektgesellschaft ggf. über eine separate Betreibergesellschaft und mit Unterstützung von diversen Dienstleistern sichergestellt. Die produzierte Energie wird anschließend in das öffentliche Netz eingespeist.
Kapitel 3 hat bereits die wesentliche Bedeutung des freien Cash-Flow für die Strukturierung einer Projektfinanzierung dargestellt. Das folgende Kapitel wird zunächst die allgemeinen Grundlagen der Finanzierungsplanung behandeln und anschließend die wesentlichen Parameter zur Finanzierungsplanung und insbesondere zur Ermittlung des freien Cash-Flow bei Projektfinanzierungen im Bereich der Erneuerbaren Energien erläutern. Anschließend wird anhand eines Beispiels die Entwicklung einer Finanzierungsplanung dargestellt.
Ein wichtiger Teil der Konzeption einer Projektfinanzierung ist die Erstellung eines individuellen Finanzierungsplans. Dieser hat folgenden Zielsetzungen[26]:
- Sicherstellung ausreichender Finanzmittel für das Projekt
- Realisierung möglichst günstiger Finanzierungskonditionen
- Optimale Einbeziehung gesetzlicher Rahmenbedingungen und öffentlicher Förderungen
Um die Sicherstellung ausreichender Finanzierungsmittel für das Projekt zu erreichen, muss zunächst der Kapitalbedarf (vgl. 5.2) ermittelt werden. Anschließend sind mögliche Finanzierungsquellen (vgl. 5.4) zu bestimmen und über deren Kombination zu entscheiden.
Die Realisierung möglichst günstiger Finanzierungskonditionen dient in erster Linie zur Renditemaximierung der Eigenkapitalgeber. Da die Fremdkapitalkonditionen in erster Linie von der Bonität des Kreditnehmers und der Sicherstellung der Finanzierungsmittel abhängen, besteht hier von Seiten der Eigenkapitalgeber ein gewisser Steuerungsspielraum. Die Bereitstellung projektexterner Sicherheiten wie z.B. zusätzlicher Bürgschaften der Projektträger erhöht den Absicherungsgrad. Projektexpertise, umfassende Controlling-instrumente und eine offene Kommunikationskultur hat unmittelbar Einfluss auf das Rating der Projektgesellschaft. Ein minimale Kreditlaufzeit wird durch die strenge Anpassung des Kapitaldienstes an den freien Perioden-Cash-Flow erreicht, was bei einer normalen Zinsstruktur die Einstandszinsen und die Risikokosten positiv beeinflusst. Bei Einsatz dieser Möglichkeit ist jedoch Vorsicht geboten. Erfolgt die Kalkulation zu optimistisch, können schon geringe Planabweichungen zu einer Kapitaldienstunterdeckung führen.
Die Risikominimierung erfolgt durch das Risikomanagement (vgl. Kapitel 6).
Zur steuerlichen Optimierung sollten schon in der Planungsphase des Projektes spezialisierte Steuerberater hinzugezogen werden. Es bietet sich eine Vielzahl von Gestaltungs-möglichkeiten. Die Wahl der optimalen Rechtsform, der Einsatz von Eigenkapitalersetzenden Nachrangdarlehen, die Nutzung von Sonderabschreibung und die Einbindung spezieller Leasing-Finanzierungen stellen hier nur einen Bruchteil der Möglichkeiten dar. Berücksichtigt man hierzu noch das umfangreiche deutsche Steuerrecht, ist eine klare Trennung von steuerlicher und finanzierungstechnischer Beratung empfehlenswert. Da günstige steuerliche Rahmenbedingungen erheblichen Einfluss auf die Nachsteuerrendite der Eigenkapitalgeber haben, ist es Aufgabe der finanzierenden / strukturierenden Bank ihre Erfahrungen aus bereits begleiteten Projekten einzubringen und die Auswirkungen der steuerlichen Maßnahmen auf die Finanzierungskonditionen und die Beschlussfähigkeit der Projektfinanzierung zu bestimmen.
Auch bei der optimalen Einbeziehung gesetzlicher Rahmenbedingungen und öffentlicher Förderungen spielt das Zusammenwirken mit anderen Planern und Beratern eine wesentliche Rolle. Bei Projekten im Bereich der Erneuerbaren Energien gilt es eine maximale Förderung durch das EEG (vgl. Bonus- und Zusatzvergütungen in Kapitel 5.3.2, 5.3.3 und 5.3.4) zu erreichen. Sollen Förderkredite der KfW oder anderer Mittelgeber mit in die Finanzierung eingebunden werden, sind die entsprechenden Bedingungen bei der Planung zu berücksichtigen. Die finanzierende / strukturierende Bank kann hier ihr umfangreiches Wissen im Bereich der Förderkredite und ihre Erfahrungen aus anderen Projekten einbringen.
Aufgrund der Vielzahl von Modellvarianten zur Erzeugung Erneuerbarer Energien, sind allgemeingültige Aussagen zur Höhe des notwendigen Investitionsvolumens unmöglich. Die Planung eines Projektes sollte in jedem Fall von spezialisierten Planungsbüros und Sachverständigen begleitet werden. Nur so ist sichergestellt, dass alle zur Realisierung des Projektes notwendigen Einzelkomponenten und Rahmenbedingungen auch bei der weiteren Planung berücksichtigt werden. Die Kosten für Ertragsgutachten, Machbarkeitsstudien, Prüfung der baulichen und rechtlichen Realisierbarkeit und die Vergütung für spezialisierte Planungsbüros und Sachverständige sind daher Kostenpositionen, die bei nahezu allen Projekten anfallen. Zu den weiteren spezifischen Kostenpositionen sollten bereits in der Planungsphase verbindliche Kostenvoranschläge der Ersteller vorliegen. Bei Prototypen und besonders komplexen Anlagen sollten zusätzlich entsprechende Machbarkeitsstudien vorliegen. Die planbaren Kosten sollten anschließend noch um ein Risikopuffer für Unerwartetes in Höhe von 10 bis 20 Prozent erweitert werden.
Die Investitionskosten für eine Photovoltaikanlage sind in den letzten Jahren im Zuge der gestiegenen Produktionsmengen deutlich zurückgegangen. Aktuell liegen Sie je nach Hersteller zwischen 2.500,00 EUR bis 3.000,00 EUR je Kilowatt Peak. Insbesondere das Markteindringen asiatischer Anbieter hat zu einem Preisverfall geführt. Vor der Entscheidung für einen bestimmten Hersteller sollten die von diesem angewandten Qualitätsstandards kritisch geprüft werden. Viele Hersteller bieten hierzu inzwischen Qualitätsgutachten des TÜV oder anderer Sachverständiger an. Je nach Größe der Anlage machen die reinen Modulkosten 60% bis 80% der Gesamtkosten aus. Hinzu kommen noch die Planungskosten, Wechselrichter, Modulträger, Montagematerial, der Montagelohn, Kosten für die Erstellung von Gutachten und eventuell erforderliche bauliche Genehmigungen.
Die Herstellungskosten für eine moderne Windkraftanlage liegen heute bei rund 900 EUR pro Kilowatt (kW) Nennleistung. Hinzu kommen noch Nebenkosten (Planung, Netzanschluss, Fundament, etc.) die je nach Größe und Lage des Windparks rd. 10%-30% der reinen Anlagenkosten ausmachen. Die Gesamtkosten liegen somit bei rund 1.200 EUR pro Kilowatt (kW) Nennleistung[27]. Aufgrund der vollkommen anderen Umweltbedingungen müssen Windkraftanlagen, die auf der offenen See aufgestellt werden besondere Anforderungen erfüllen. Die dort auftretenden Windstärken und die ständige Belastung mit salzigem Meerwasser beanspruchen das Material wesentlich stärker als bei Binnenlandanlagen. Hinzu kommen die schwierigen Montagebedingungen auf See und eine eingeschränkte Erreichbarkeit für Wartungsmaßnahmen. Dies führt dazu, dass für Offshore-Anlagen ein rund doppelt so hoher Investitionsbedarf entsteht, als für eine vergleichbare Onshore-Anlage[28].
Die Biogastechnik bietet die mit Abstand größte Vielfalt an Nutzungs- und Gestaltungsmöglichkeiten. Daher ist die Spannbreite der möglichen Investitionskosten entsprechend groß. Diese liegt je nach Anlagengröße und -typ zwischen 2.000,00 EUR je Kilowatt Nennleistung bei sehr großen und bis zu 5.000,00 EUR bei sehr kleinen Anlagen. Die größten Kostenpositionen entfallen dabei auf den Fermenter, die Einbringungstechnik und das Blockheizkraftwerk[29]. Anders als bei Windkraft- und Photovoltaikprojekten erfordert die Biogastechnik den Einsatz von Rohstoffen, die oft nicht kostenlos zur Verfügung stehen. Bei der Planung des Kapitalbedarfes des Projektes ist daher der Betriebsmitteleinsatz für die Anlaufphase einzuplanen. Bei einer Biogasanlage, die Maissilage von 200 Hektar Ackerfläche verarbeitet, beträgt diese Kostenposition rd. EUR 280.000,00 (vgl. 5.3.7).
Grundlage der Cash-Flow Planung sind die mit dem Projekt verbundenen Aufwendungen und Erträge. Aufgrund der Vielzahl an Ausstattungs- und Gestaltungsmöglichkeiten der verschiedenen Projekte sind pauschale Aussagen hierzu, ähnlich den Investitionskosten, nur schwer möglich. Die Ertragsplanung sollte in jedem Fall auf Basis eines von einem unabhängigen Sachverständigen erstellten Ertragsgutachtens erfolgen. Für die laufenden Kosten sollten ebenfalls verbindliche Grundlagen in Form von Liefer-, Abnahme-, Wartungs- und Dienstleistungsverträgen vorliegen. Die folgenden Ausführungen gehen auf die spezifischen Besonderheiten der dargestellten Verfahren näher ein.
Die installierbare Photovoltaikleistung in Watt Peak (Wp) ist von dem Wirkungsgrad der Photovoltaikmodule und der verfügbaren Installationsfläche (m²) abhängig. Bei den meisten Modulen ist über die Jahre mit einer Abnahme des Wirkungsgrades zu rechnen. Dies sollte vom Hersteller durch die Angabe verbindlicher Spannbereiten, die auch Basis der Garantien sein sollten, konkretisiert werden. Bei den heute gängigen Modulen ist mit einer Abnahme von etwa 0,5 % bis 1,0 % p.a. zu rechnen.
Der aus der installierbaren Leistung in Watt Peak (Wp) resultierende jährliche Stromertrag ist wiederum von dem regionalen solaren Strahlungsangebot (Mittlere Jahressumme in Kwh/m²), der Ausrichtung (Nord/Ost/Süd/West) und Neigung (Grad) sowie der Temperatur der Photovoltaikmodule abhängig. Eine optimale Ausnutzung des regionalen Strahlungsangebotes wird bei einer Modulneigung von 20 bis 45 Grad, einer Ausrichtung nach Süden +/- 20-30 Grad und einer regelmäßigen, natürlichen Belüftung der Module erreicht. Es besteht auch die Möglichkeit die Photovoltaikmodule mit einer Nachführung auszustatten, die jederzeit für eine optimale Stellung zur Sonne sorgt. Auf diese Weise kann ein rund 30% höherer Stromertrag generiert werden. Ob sich der damit verbundene, zusätzliche Investitionsbedarf rentiert, ist durch Simulationen zu prüfen. In Deutschland ist das Strahlungsangebot in Bayern und in Baden-Würthenberg sowie in der Region um Chemnitz am höchsten. Genaue Standortdaten sind beim Deutschen Wetterdienst erhältlich[30].
Fachkundige Einrichtungen wie zum Beispiel die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. (www.dgs.de) erstellen individuelle Ertragsgutachten für eine geplante Anlage. Diese bieten eine fundierte Grundlage für weitere Planungen. Aufgrund der Vielzahl, der für den Anlageertrag relevanten Faktoren empfiehlt, sich die Erstellung eines solchen Gutachtens vor der Realisierung jedes größeren Projektes.
Das EEG regelt die Vergütung des durch Photovoltaikanlagen produzierten Stroms. Dabei wird zwischen Anlagen unterschieden, die auf oder an Gebäuden errichtet oder auf Freiflächen installiert werden. Für das Jahr 2010 gelten folgende Vergütungssätze:
Abbildung 2: Einspeisevergütungen Solare Strahlungsenergie[31]
Die Staffel gilt kumulativ. Bei einer Dachanlage mit einer Nennleistung von 250 kWp werden also die ersten 30 kWp mit 39,14 ct, die nächsten 70 kWp mit 37,23 ct und die letzten 150 kWp mit 35,23 ct je kWh vergütet. Es ergibt sich also eine Durchschnittsvergütung von (((39,14*30)+(37,23*70)+(35,23*150))/100) = 0,3626 ct/kWh für den produzierten Strom.
Die Vergütungssätze reduzieren sich jährlich zum 01.01. um die so genannte Degression[32]. Je nach Größe und Art der Anlage sind dies 8,00% bis 10,00 % p.a.. Darüber hinaus hat der Bundestag am 06.05.2010 die Änderung des EEG zum 01.07.2010 beschlossen. Diese sieht u.a. eine einmalige Reduzierung der Einspeisevergütung um weitere 16% für Dachanlagen vor. Diese Maßnahme soll den stark gesunkenen Modulpreisen Rechnung tragen und eine Überförderung von Photovoltaikanlagen verhindern[33]. Die möglichen Auswirkungen dieser Änderung werden in Kapitel 5.6 behandelt.
Bei einer Nutzungsdauer von 20 Jahren macht die Abschreibung von 5% der Investitionskosten pro Jahr, neben den Zinsaufwendungen, die größte Aufwandsposition aus. Für Wartung, Reparaturen, und Versicherungen fallen rund 2% bis 3% der Investitionskosten im Jahr an. Soll die Anlage auf gepachteten Flächen errichtet werden, sind die Pachtzinsen zu berücksichtigen. Weiterhin sollte die Erneuerung der Wechselrichter eingeplant werden, da diese über keine den Modulen entsprechende Nutzungsdauer verfügen[34].
Der Stromertrag einer Windkraftanlage ist abhängig von der Nennleistung (kW), der Leistungskennlinie und den vorliegenden Windverhältnisse. Die Leistungskennlinie gibt an, welcher Stromertrag (kW) bei welcher Windgeschwindigkeit (m/s) erzielt wird. Ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit erreicht eine Anlage Volllast und somit ihre Nennleistung. Sind die Geschwindigkeiten geringer, sinkt auch die Leistung der Anlage. Während in den 1980er Jahren die Nennleistung von Windkraftanlagen noch bei 100 kW und darunter lag, erreichen diese heute Nennleistungen von bis zu 5000 kW[35]. Um den voraussichtlichen Jahresertrag einer geplanten Windkraftanlage zu ermitteln, müssen Daten über die Windgeschwindigkeiten am geplanten Standort in Form einer Häufigkeitsverteilung vorliegen. Führt man Häufigkeitsverteilung und Leistungskennlinie zusammen, erhält man den erwarteten Stromertrag (kWh) pro Jahr. Eine wesentliche Kennzahl bei der Beurteilung eines Standortes ist dabei die Anzahl der Volllaststunden im Jahr. Erreicht ein Standort zum Beispiel 1000 Volllaststunden bedeutet dies, dass eine Windkraftanlage hier einen Jahresertrag (kWh) erwirtschaftet, der dem 1000fachen der Nennleistung (kW) entspricht.
Liegen für den geplanten Standort keine Messwerte bezüglich der Windgeschwindigkeiten vor, sollte zunächst eine Messstation eingerichtet werden, die diese mindestens ein Jahr aufzeichnet. Anschließend sollten die gewonnen Daten mit denen anderer Stationen verglichen werden und ggf. auf ein durchschnittliches Jahr korrigiert werden. Spezialisierte Gutachter erstellen Gutachten über Windverhältnisse und zu erwartende Erträge[36].
Die Vergütung des durch Windkraftanlagen erzeugten Stroms ist in §29 bis §31 des EEG geregelt. Die Einspeisevergütung ist bei Onshore-Anlagen für 20 Jahre garantiert, sofern für die geplante Anlage anhand eines Gutachtens nachgewiesen werden kann, dass diese an dem geplanten Standort mindestens 60% ihres Referenzertrages erreicht. Der Referenzertrag ist der Ertrag, den die Anlage an einem Referenzstandort in einem Zeitraum von fünf Jahren erzielen kann. Als Nachweis über die Erfüllung dieser Anforderung müssen entsprechende Gutachten von akkreditierten Sachverständigen beim Energieversorger eingereicht werden[37]. Die Vergütung des erzeugten Stroms beträgt aktuell für die ersten fünf Jahre der Anlagenlaufzeit 9,11 ct/kWh und reduziert sich anschließend auf 4,97 ct/kWh. Liegt der geplante Ertrag der Anlage unter 150% des Referenzertrags verlängert sich der Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung um jeweils zwei Monate je 0,75% die der Ertrag der Anlage 150 % des Referenzertrages unterschreitet. Dadurch soll die Förderung von Anlagen an sehr schlechten und die Überförderung von Anlagen an sehr guten Standorten vermieden werden.
Bei Offshoreanlagen beträgt die Anfangsvergütung 13,00 ct/kWh. Dieser Betrag ist für 12 Jahre garantiert und erhöht sich um weitere 2 ct/kWh wenn die Anlage vor dem 01.01.2016 in Betrieb genommen wird. Der Zeitraum der Anfangsvergütung verlängert sich wenn die Anlage weiter als zwölf Seemeilen von der Küste entfernt aufgestellt wird um 0,5 Monate je volle Seemeile. Werden Wassertiefen von mehr als zwanzig Metern erreicht, verlängert sich die Anfangsvergütung um 1,7 Monate je vollem Meter Wassertiefe. Einige Küstengebiete sind von dieser Förderung jedoch ausgeschlossen[38].
[1] Vgl. Desertec Industrial Initiative, Pressemitteilung vom 30.10.09, Gemeinschaftsunternehmen DII nimmt Arbeit auf , München.
[2] Vgl. Offshore-Windpark alpha ventus, Pressemitteilung vom 27.04.10, Deutschland erster Offshore-Windpark alpha ventus wird feierlich eröffnet, Norddeich.
[3] Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (24.04.2009), Erneuerbare Energien weiter auf Wachstumskurs, Berlin.
[4] Vgl. Wolf, B., Hill, M., Pfaue, M. (2003): Strukturierte Finanzierungen, Projektfinanzierung, Buy-out-Finanzierung, Asset-Backed-Strukturen, Suttgart, S.: 84-85.
[5] Vgl. Wolf, B., Hill, M., Pfaue, M. (2003) a.a.O (Fn. 4), S.:84-85.
[6] Vgl. BEE Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. (2010): Erneuerbare Energien weiter auf Wachstumskurs.
[7] Vgl. BEE Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. (2010): Jahreszahlen erneuerbare Energien.
[8] Vgl. Gesetz über den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz –EEG), Ausfertigungsdatum: 25.10.2008, §1Abs. 2, Satz 1.
[9] Vgl. Bundesregierung (2002): Perspektiven für Deutschland, Unsere Strategie für eine nachhaltige Entwicklung, Berlin, S.: 97.
[10] Vgl. Quasching, V. (2010): Erneuerbare Energien und Klimaschutz, Hintergründe, Technik, Anlagenplanung, Wirtschaftlichkeit, 2. Aktualisierte Auflage, München, S.: 93-94. Vgl. Kehl, K., Kaltschmitt, M., Streicher, W. (2006): Erneuerbare Energien, Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte, 4. Aktualisierte, korrigierte und ergänzte Auflage, Berlin Heidelberg, S.:37-62 .
[11] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 102.
[12] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 102-107.
[13] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 112-119.
[14] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 185-187. Vgl. Kehl, K., Kaltschmitt, M., Streicher, W. (2006): , a.a.O. (Fn. 10), S.: 63-79 .
[15] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 188, 212.
[16] BEE Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. (2010): a.a.O. (Fn. 7).
[17] Vgl. Kehl, K., Kaltschmitt, M., Streicher, W. (2006): a.a.O. (Fn. 10), S.: 293.
[18] Vgl. Quasching, V. (2010), a.a.O. (Fn. 10), S.: 189-193.
[19] Vgl. Kehl, K., Kaltschmitt, M., Streicher, W. (2006):, a.a.O. (Fn.10), S.:294-307 .
[20] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 189-193, S.: 262-265.
[21] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S.: 189-193, S.: 281-282.
[22] Vgl. Eder, B./ Schulz, H. (2007): Biogas Praxis, Grundlagen, Planung, Anlagenbau, Beispiele, Wirtschaftlichkeit, 4. verbesserte Auflage, Staufen bei Freiburg, S.:163.
[23] Vgl. Fahrholz, B. (1998): Neue Formen der Unternehmensfinanzierung, Unternehmensübernahmen, Big ticket-Leasing, Asset Backed- und Projektfinanzierungen, München, S.: 254-262. Vgl. Achleitner, A.-K. (2002): Handbuch Investment Banking, 3. überarbeitete und erweiterte Auflage, Wiesbaden, S.: 445, 462.
[24] Wolf, B., Hill, M., Pfaue, M. (2003), a.a.O. (Fn. 4), S.: 69-75.
[25] Eigene Darstellung in Anlehnung an Achleitner, A.-K. (2002): a.a.O. (Fn. 23), S.: 447.
[26] Vgl. Achleitner, A.-K. (2002): a.a.O. (Fn. 23), S.: 452-455.
[27] Vgl. Quasching, V. (2010): a.a.O. (Fn. 10), S. 206. Vgl. Kehl, K., Kaltschmitt, M., Streicher, W. (2006): a.a.O. (Fn. 10), S.: 328 .
[28] Vgl. Kehl, K., Kaltschmitt, M., Streicher, W. (2006): a.a.O. (Fn. 10), S.: 307-309.
[29] Vgl. Eder, B./ Schulz, H. (2007): a.a.O. (Fn. 22), S.: 170-172.
[30] Vgl. Quasching, V. (2010), a.a.O. (Fn. 10), S.: 119-125.
[31] Vgl. Gesetz über den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz –EEG), Ausfertigungs-datum 25.10.2008, §32, §33.
Vgl. E.ON – Avacon AG (01.01.2010), EEG-Vergütungen 2010.
[32] Vgl. EEG, a.a.O. (Fn. 31), §20.
[33] Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2010), Bundestag beschließt Änderung des EEG, Berlin.
[34] Vgl. Quasching, V. (2010), a.a.O. (Fn. 10), S.: 125-130.
[35] Vgl. Quasching, V. (2010), a.a.O. (Fn. 10), S.: 195.
[36] Vgl. Quasching, V. (2010), a.a.O. (Fn. 10), S.: 204-205.
[37] Vom EEG anerkannte Referenzerträge für Windkraftanlagen verschiedener Hersteller und eine Auflistung akkreditierter Gutachter veröffentlicht die Fördergesellschaft Windenergie e.V. unter: www.wind-fgw.de.
[38] Vgl. EEG, a.a.O. (Fn. 31), §29. Vgl. E.ON – Avacon AG: a.a.O. (Fn. 31).
V227931
9783842801226
photovoltaikanlage windkraftanlage biogasanlage erneuerbare energie projektfinanzierung
, 2010, Finanzierungsplanung und Risikomanagement bei Projektfinanzierungen im Bereich der Erneuerbaren Energien, Hamburg, Bedey Media GmbH, https://www.diplom.de/document/227931

References: §29
 §31
 §1
 §32
 §33
 §20
 §29