Megatrend Energie und Klimawandel - BayernLB...Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 4 BayernLB Ende 2016 lag der Windstromanteil an der deutschen Stromerzeugung bei 12%,

BayernLB Research | 01.10.2017

Megatrend Energie und Klimawandel BayernLB Research

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Oktober 2017

Megatrend Energie und Klimawandel

„Dem Wind lacht die Sonne“ – Erneuerbare Energien in

Europa auf dem Vormarsch

Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 2

BayernLB

Das Wichtigste im Überblick

Der ambitionierte Klimaschutzplan der EU und die Pariser-Klimaschutzziele der In-dustrieländer beflügeln die Chancen der Erneuerbaren Energien (EE) in Europa. Laut der International Energy Agency (IEA) steigen die Kapazitäten für Windstrom in der EU im Zeitraum 2014-2025 um 78% und für Photovoltaik um 56%. Deutschland sieht sich als weltweiter Vorreiter beim Klimaschutz. 2050 sollen bereits 80% der Stromer-zeugung über EE abgedeckt werden. Wind (52%) und Photovoltaik (16%) sollen die Hauptlast der deutschen Stromerzeugung sicherstellen.

Natürlich bestehen auch im Bereich Erneuerbarer Energien Risiken, die die weitere Entwicklung in Europa beeinträchtigen könnten. Hierzu gehören überraschende Än-derungen der staatlichen Förderung, fehlende Stromnetze und Speicher zur Glättung der Volatilität der Stromerzeugung und ein steigender Widerstand gegen neue EE-Anlagen. Die Umstellung der Förderung auf Ausschreibungen verschärft zudem den Margendruck.

Die Anlagealternativen für Investoren haben sich deutlich vergrößert. Neben Eigen-kapitalinvestitionen über eine Direktanlage in Einzelaktien von als grün eingestuften Unternehmen oder in öffentlich gehandelte grüne Aktienfonds sowie direkte Projektin-vestitionen stehen zunehmend auch grüne Anleihen und spezialisierte Alternative In-vestmentfonds zur Auswahl. Dadurch öffnen sich Erneuerbare Energien für eine brei-tere Schicht institutioneller Investoren. Spezialisierte Alternative Investmentfonds bieten dabei die Möglichkeit einer indirekten Beteiligung an EE-Projekten. Im Ver-gleich zur Projektfinanzierung hilft eine regionale Diversifikation Klumpenrisiken zu vermeiden.

Günstige Rahmenbedingungen

Klimaschutzpläne und Interesse an Nachhaltigkeit eröffnen Chancen in Europa

Die EU, mit einem Anteil von etwa 10% der weltweiten CO2-Emissionen hinter China und

den USA drittgrößter „Umweltsünder“, hat das Pariser Klimaschutzabkommen ratifiziert.

Dieses sieht vor, die Klimaerwärmung bis 2050 auf unter 2 Grad Celsius gegenüber dem

vorindustriellen Niveau zu beschränken. Die EU hat ihre Klimaschutzbemühungen sogar

nochmals verschärft. Nach den bisherigen „20-20-20-Zielen“ sollte der EE-Anteil am Brut-

toendenergieverbrauch – dieser umfasst sämtliche Lieferungen von Energieprodukten an

die Sektoren Industrie, Verkehr, Haushalte & Wirtschaft – zunächst bis 2020 auf 20% stei-

gen. Die CO2-Emissionen sollten um 20% sinken. Die Energieeffizienz um 20% gesteigert

werden (beides gegenüber 1990). Nun soll der EE-Anteil am EU-Bruttoendenergie-

verbrauch bis 2030 auf 27% steigen. Die CO2-Emissionen sollen um 40% sinken und die

Energieeffizienz um 27% steigen. Zudem soll der CO2-Emissionshandel so gestärkt wer-

den, dass dieser seine Lenkungsfunktion hin zu CO2-armen Technologien durch höhere

Preise für CO2-Emissionen wieder erfüllen kann. Hierfür soll das Volumen der an Industrie

und Stromerzeuger zugeteilten CO2-Emissionszertifikate ab 2021 um jährlich 2,2% verrin-

gert werden.

Auch 2016 hat sich der Umbau der Stromerzeugung in Richtung EE in der EU weiter fort-

gesetzt. Von 24,5 GW neuen Stromkapazitäten entfielen laut dem Branchenverband Wind-

Europe 86% auf EE-Stromanlagen und davon 91% auf Wind und PV-Energieerzeugungs-

anlagen. In Deutschland entstammt bereits ein Drittel der Stromerzeugung aus alternativen

Stromquellen. 2025 sollen es bereits 40 bis 45 % sein. Nach Schätzung der EU beläuft

sich der Investitionsbedarf zur Umsetzung der EU 2030-Ziele im Zeitraum 2015-2030 allein

im Bereich Stromerzeugung auf 1.000 Mrd. Euro.

EE-Anteil an EU-

Bruttoendenergie-

verbrauch soll EU-

weit 2030 bei 27%

liegen

86% aller neuen

Stromkapazitäten in

der EU 2016 entfie-

len auf EE-Anlagen


BayernLB

EU: Bereits rund 1/3 des Stromverbrauchs aus EE EE-Anteile der großen EU-Länder

Deutschland: EE bereits Nummer 2 nach Kohle Stromanteile der Energieträger in Deutschland

Quelle: Eurostat Quelle: BDEW

Staatliche Fördermaßnahmen unterstützen den Umbau der EU-Energieversorgung

Viele EU-Länder haben sich hinsichtlich des Fördersystems für EE-Strom am deutschen

Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) orientiert, das für EE-Investoren lukrative Förderbe-

dingungen festschrieb. So gab es in Deutschland bis zur Umstellung der EE-Förderung ab

2017 auf Auktionen für neue EE-Anlagen einen Einspeisevorrang gegenüber konventionel-

len Energien und eine 20-jährige feste Einspeiseförderung je Kilowattstunde (kWh), deren

Niveau je EE-Energieart variierte. Italien und Frankreich reizen Investitionen in den EE-

Markt durch feste Einspeisetarife für Kleinanlagen und durch feste Zuschüsse je erzeugter

Megawattstunde Strom an sowie über Nachlässe bei der Mehrwertsteuer. Dagegen unter-

stützt Großbritannien die EE-Stromerzeugung über das sogenannte „Contracts for Diffe-

rence (CfD)“ Fördersystem. Über die CfD-Ausgestaltung werden Überrenditen für EE-

Anlagenbetreiber abgeschöpft, die diese beim Verkauf ihres EE-Stroms am Strommarkt

erzielen. Gleichzeitig haben EE-Investoren aber die Sicherheit, dass sie in jedem Fall für

fünfzehn Jahre einen im Rahmen einer Ausschreibung festgelegten „strike price“ vergütet

bekommen.

Frankreich und Großbritannien setzen zwar im Gegensatz zu Deutschland auch künftig auf

Atomenergie auf dem Weg zu einer weitgehend CO2-freien Stromerzeugung. Beide stre-

ben aber wie Deutschland einen deutlichen Ausbau des EE-Anteils an der Stromerzeu-

gung an. So plant die neue französische Regierung unter der Präsidentschaft von Macron

bis etwa 2030 den Anteil der Erneuerbaren Energien von 19% im Jahr 2015 auf 32% zu

steigern. Die aktuellen Prognosen der britischen Regierung erwarten, dass Solar- und

Windstrom in Großbritannien bereits 2020 die Kostenparität gegenüber Gas erreicht und

ab 2025 deutlich günstiger ist. Dementsprechend starke Zuwächse werden für beide EE-

Energiearten unterstellt, da die CO2-Emissionen nach dem bereits 2008 verabschiedeten

„Climate Change Act“ bis 2030 in Großbritannien um 57% gegenüber 1990 gesenkt wer-

den sollen. Ende 2016 wurde erstmals mehr Strom aus Wind als aus Kohle erzeugt.

EE-Strom gegenüber konventioneller Energieerzeugung immer wettbewerbsfähiger

Die in zahlreichen EU-Ländern gültige Bevorzugung von EE-Strom bei der Netzeinspei-

sung sowie die von der EU durch Einschränkung der CO2-Emissionszertifikate ab 2021

beabsichtigte Verteuerung von Kohlestrom stärkt die Wettbewerbsfähigkeit der Stromer-

zeugung aus EE in der EU. Die lukrativen EE-Förderbedingungen haben investorenseitig

für eine hohe Nachfrage nach PV- und Windstrom, allen voran in Deutschland, gesorgt.

17% 15% 16%15%

8%

18%

29%31%

37%

19%22%

34%

EU DE ES FR UK IT

EE am Bruttoend-energie-verbrauch 2015

EE amStrom-verbrauch 2015

30%

13%

12%

40%

5%

EE Atom Ergas Kohle Sonstige

Stromer-zeugung

DE 2016

Deutsches EE-

Fördersystem als

Vorbild für viele EU-

Länder

Neben DE planen

auch FR und UK

einen deutlichen

EE-Ausbau


BayernLB

Ende 2016 lag der Windstromanteil an der deutschen Stromerzeugung bei 12%, der von

PV-Strom bei 6%, der sonstiger EE-Stromarten bei weiteren 12%. Die weltweit aufgebau-

ten Kapazitäten an PV- und Windstrom haben über Skaleneffekte und technischen Fort-

schritt die Stromgestehungskosten je kWh über die Jahre schnell gesenkt. Dank der Förde-

rung über das EEG ist Deutschland, was die installierten Gesamtkapazitäten an EE-

Stromanlagen angeht, sowohl bei PV- als auch bei Windstrom weltweit mit führend (siehe

Abbildung unten links). Abhängig vom jeweiligen nationalen Förderregime sowie den klima-

tischen und geographischen Gegebenheiten unterscheiden sich die Stromgestehungskos-

ten für EE-Strom zum Teil deutlich zwischen den EU-Ländern. In Deutschland ist EE-Strom

fast schon konkurrenzfähig (siehe Abbildung rechts).

DE bei PV- und Windstrom weltweit mit führend installierte Kapazitäten Ende 2015 in Gigawatt (GW)

Stromgestehungskosten in DE je Energieart in Cent je Kilowattstunde (kWh)

Quelle: Ren 21 1 GW = 1.000 MW = Ø-Leistung eines Atom-kraftwerks, WEA: Windenergieanlage

Quelle: Fraunhofer ISD, ZSW, IE Leipzig, Fichtner, BNetzA *GuD: Gas- und Dampfturbinenkraftwerk

Photovoltaik (PV)

Technologische Fortschritte sowie der rasante Aufbau an PV-Produktionskapazitäten in

Asien – mittlerweile entstammt rund 90% der weltweiten PV-Modulproduktion aus dem

asiatischen Raum – haben die durchschnittlichen Endkundenpreise für fertig installierte

PV-Aufdachanlagen in Deutschland zwischen 2006-2016 um über 60% abgesenkt. Auch in

den nächsten Jahren soll der Wirkungsgrad von PV-Modulen und damit die Wettbewerbs-

fähigkeit von PV-Strom gegenüber konventionellen Energieträgern weiter steigen. So hat

das Institut für PV (ipv) der Uni Stuttgart ein laserbasiertes Verfahren zur PV-

Modulherstellung entwickelt, mit dem sich der Wirkungsgrad monokristalliner Zellen auf

über 23% steigern lässt (der Wirkungsgrad der asiatischen PV-Zellen liegt im Durchschnitt

nur bei etwa 16 Prozent). Große Hoffnungen setzt die PV-Industrie auch auf das leicht

erhältliche Mineral Perowskit, das zusammen mit dem ebenfalls häufig vorkommenden

Silizium als Tandem-Solarzelle hohe Wirkungsgrade mit günstiger Produktion verbindet.

Die „International Renewable Energy Agency“ (IRENA) unterstellt, dass im Zeitraum 2015-

2025 die PV-Kosten global um 60% zurückgehen, nach einem Rückgang um über 50%

zwischen 2010-2015. Allein die PV-Modulpreise sollen um rund ein Drittel günstiger wer-

den. Der Preisverfall am Spotmarkt für Silizium-Solarmodule (-40% zwischen Januar 2016

und Juli 2017) stärkt diese These. Ein Auslaufen der bereits seit 2013 gültigen und im Feb-

ruar 2017 nochmals um 18 Monate verlängerten „Dumpingzölle“ der EU gegen chinesische

PV-Module könnte der PV-Ausbreitung in Europa neuen Schwung verleihen. Aktuell sind

chinesische PV-Module in Europa im Vergleich zu anderen Ländern um bis zu 20% teurer.

44 26

40 34

3 6

145

74

45

3 25 23

CN US DE JP IND ES

PV-Anlagenkapazität2015 in GW

WEA-Kapazität2015 in GW

5.2

12

6.9 3.8

6.3 7.5

9.1

20

12.8

5.3

8 9.8

Win

dO

nsho

re

Win

dO

ffsho

re PV

Bra

un

-koh

le

Ste

in-

koh

le

Gu

D*

Deutscher EE-

Strom preislich fast

schon wettbewerbs-

fähig

Globale PV-Kosten

sollen bis 2025 um

weitere 60% sinken

F&E und Asien

haben für die Dritte-

lung der PV-Modul-

preise in nur 10

Jahren gesorgt


BayernLB

Ein Blick auf die erwarteten Zuwächse im europäischen PV-Markt bis 2021 zeigt neben

Deutschland auch in Frankreich sowie den Niederlanden in den nächsten Jahren einen

deutlichen Zubau. Im mit Abstand größtem PV-Markt Europas, in Deutschland, ist vor al-

lem in Süddeutschland bereits eine starke Marktdurchdringung erreicht (siehe Abbildung

unten links).

Neue Perspektiven für eine noch stärkere PV-Nutzung in Deutschland sowie der EU eröff-

net die Kombination von PV-Strom mit Batteriespeichern. Batteriespeicher können nicht

nur die Stromeigenversorgung in Haushalten sowie der Industrie optimieren, sondern gro-

ße PV-Anlagenbetreiber können damit ihren Strom preisoptimiert an Netzbetreiber verkau-

fen. Laut EuPD-Research ist Deutschland sowohl auf der Angebots- als auch auf der

Nachfrageseite der führende Absatzmarkt für PV-Batteriespeichersysteme in Europa. Al-

lein in Deutschland sollen 2017 rund 30.000 neue PV-Speichersysteme installiert werden

(2016 wurden rund 20.000 verkauft). Aktuell bieten über 50 Unternehmen mehr als 300

PV-Solarspeicherprodukte bzw. Produktvarianten an. Der im Allgäu heimische europäische

Marktführer Sonnen beziffert die Gesamtkosten pro Kilowattstunde gespeicherten Stroms –

also die Kosten der PV-Aufdachanlage plus Kosten für PV-Batteriespeicher – mit 14

Cent/kWh. Für Privathaushalte, die 2016 in Deutschland fast 30 Cent/kWh für Strom vom

Versorger zahlten, lohnt sich damit bereits heute ein PV-Komplettsystem. Für Industrie-

kunden, die Strom für im Durchschnitt 15,4 Cent/kWh einkauften, gilt dies bislang kaum.

Positive „Spill-over-Effekte“ der stark ausgedehnten Batterieforschung der Autoindustrie,

um der Elektromobilität den Durchbruch zu verschaffen, dürften die Kosten für PV-

Komplettsysteme weiter senken und die Effizienz von PV-Strom weiter erhöhen.

PV-Wachstum in ausgewählten EU-Ländern Werte in Gigawatt soweit nicht anders angegeben

PV-Batteriespeicher Marktanteile in der EU

2016 in GW

2021 in GW

Veränd. 2017-

2021 in GW

DE 41,1 53,6 12,5

FR 7,1 15,2 8,1

AT 1,1 3,4 2,3

IR 0,02 3,2 3,2

PL 0,2 2,3 2,1

NL 1,9 7,7 5,8

Quelle: EPIA Global Outlook 2017-2021 Quelle: EuPD Research *alle aus DE

Auch die Sektorkoppelung, d.h. die Koppelung von Strom- und Wärmeerzeugung mittels

PV-Strom, dürfte wegen der in zahlreichen EU-Ländern weiter notwendigen Anstrengun-

gen zur Erreichung der Energieziele in den nächsten Jahren stärker an Aufmerksamkeit

gewinnen. Wieder steigende Öl- und Gaspreise könnten der Sektorkoppelung zusätzlich

Schub verleihen. So können PV-Stromsysteme mit Wärmepumpen, die relativ strominten-

siv sind, gekoppelt werden. PV-Anlagen erzeugen dann nicht nur Strom, sondern betreiben

gleichzeitig auch die Wärmepumpe zur Regulierung der Gebäudewärme.

Mittels Technologien wie „Power-to-Heat“, „Power-to-Liquid“ oder „Power-to-Gas“ können

EE-Stromüberschüsse aus großen PV- oder Windstromanlagen für den Wärmemarkt ge-

nutzt werden. EE-Stromanlagenbesitzer können Strom so entweder an den Wärmemarkt

verkaufen, oder aber durch Rückverstromung des etwa im Gasnetz gespeicherten EE-

Stroms (bei Power-to-Gas) nachfrageorientiert zu besseren Konditionen am Strommarkt

anbieten. Durch die Speicherung von EE-Strom lassen sich auch bestehende Netzkapazi-

22%

12%

8%

10%7%

7%

5%

5%

24%

Sonnen *

SENEC *

E3/DC *

LG Chem (KN)

Solarwatt *

SMA *

Varta *

Fronius (AT)

Sonstige

PV-Speicher per Mai 2017

Sektorkoppelung

eröffnet der EE-

Stromnutzung neu-

es Absatzpotenzial

EE-Speicher-

technologien eröff-

nen neue Umsatz-

chancen

Höhere Stromprei-

se machen PV-

Batteriespeicher

rentabel


BayernLB

täten besser auslasten, was die Effizienz verbessert. Auf die bislang oft alternativlose Ab-

riegelung von EE-Bestandsanlagen bei Angebotsüberschuss kann dann verzichtet werden.

Stromnachfrage und Stromangebot lassen sich stärker als bislang in Übereinstimmung

bringen. Auch immer mehr Unternehmen nutzen die Möglichkeit zur Stromkostenersparnis

durch Eigenerzeugung von PV-Strom. Bei Gebäudesanierungen findet teilweise auch die

gebäudeintegrierte PV-Technologie Anwendung, bei der PV-Module etwa in Fassaden

oder in Ziegel integriert werden. Insgesamt erscheint der von IEA für Europa bis 2025

prognostizierte PV-Zuwachs von 56% gegenüber 2014 realistisch.

Windenergieanlagen (WEA)

Windenergie erzeugt auf der gleichen Fläche deutlich mehr Strom als Photovoltaik. Des-

halb werden die Windstromkapazitäten in Europa zwischen 2014-2025 mit 78% deutlich

stärker ausgebaut als die PV-Kapazitäten (+56%). Stetigere Winde in der Nord- und Ost-

see erlauben aufs Jahr gesehen deutlich höhere Betriebsstunden (Volllaststunden) als

Onshore-WEA oder PV-Stromanlagen. Da beim Aufbau neuer Offshore-WEA kaum mit

Anwohnerprotesten zu rechnen ist, kommen deutlich größere und leistungsstärkere Wind-

turbinen zum Einsatz. Die Investitionskosten sowie der Montage- und Wartungsaufwand

liegen aber im Vergleich zu Onshore-WEA deutlich höher. 90% des Offshore-Windmarktes

entfiel bis Ende 2015 auf Europa.

Die Effektivität einer Windenergieanlage (WEA) wird mittels des „Kapazitätsfaktors“ ge-

messen. Dieser errechnet sich, indem der erzielte Jahresenergieertrag einer WEA in kWh

durch das Produkt aus Nennleistung der WEA und Anzahl der Jahresstunden (365 x 24

Std) geteilt wird. An windreichen Standorten liegt der Kapazitätsfaktor bei 30%. An wind-

armen Standorten lediglich bei ca. 18%. Zwischen 1998 und 2014 stieg der Kapazitätsfak-

tor in Deutschland durchschnittlich um das 2,4-fache. Hauptgrund dafür war der Einsatz

höherer Windräder mit leistungsstärkeren Turbinen. So stieg die Nabenhöhe von Onshore-

WEA von 90 Meter im Jahr 2005 auf 128 Meter im Jahr 2016. Die Windturbinenleistung

erhöhte sich von durchschnittlich 1,7 MW auf 2,8 MW. IRENA erwartet, dass in Deutsch-

land im Jahr 2025 neue Windräder im Durchschnitt eine Nennleistung von 3,5 MW aufwei-

sen werden. 2050 soll Windstrom die deutsche Stromversorgung zu über 50% decken.

Davon soll die Hälfte aus Offshore-WEA kommen. Während Europa bei der PV-

Modulproduktion trotz der Einführung von Dumpingzöllen für die Einfuhr chinesischer Mo-

dule immer mehr Marktanteile verlor und 2015 nur noch 6% Weltmarktanteil hatte (China

67%, Asien insgesamt 87%, USA 2%), spielt Europa im Windturbinenmarkt weiterhin eine

gewichtige Rolle (siehe Abbildung S.7 links). So lag der Weltmarktanteil der drei großen

europäischen Anbieter von Onshore-Windturbinen Vestas, Siemens/Gamesa und Enercon

zusammen bei rund einem Drittel. Im Offshore-Windbereich liegt der Weltmarktanteil der

europäischen Anbieter gar bei 80% (Siemens: 53%, Adwen 17%, Vestas 12%).

Technologische Entwicklungen, die auf den immer häufiger zur Anwendung kommenden

EE-Auktionen für Wind- und PV-Strom bereits eingepreist werden, zeigen das große Kos-

tensenkungspotenzial, das man auch in den nächsten Jahren für EE-Strom unterstellt.

Folgende kostensenkende Maßnahmen im Windbereich stehen derzeit besonders im Fo-

kus:

vorausschauende Wartung über digitale Sensoren, die den Zustand der Bauteile per-

manent messen und bereits vor Ausfall der Teile auf den notwendigen Austausch hin-

weisen, um Stillstandszeiten zu minimieren,

Nutzung von Drohnen zur Schadensinspektion von Bauteilen, anstatt via Hubschrauber

Personal auf die Plattformen zu entsenden,

Windstrom auf

gleicher Fläche

deutlich effektiver

als PV-Strom

Stromerzeugung in DE 2050

Quelle: BDEW, Fraunhofer ISE

26%

26% 16%

12%

20%

Land-Wind

Meer-wind

PV

Sonst.EE

Konv.Strom

DE 2050

Stromgestehungs-

kosten für Wind sol-

len bis 2025 im

Schnitt um 30%

sinken


BayernLB

noch leistungsfähigere Windturbinen und noch größere und aerodynamischere Wind-

radblätter bei gleichzeitig weiter steigender Nabenhöhe, die speziell für Schwachwind-

gebiete konzipiert werden,

Skaleneffekte durch weltweit steigende Nachfrage und Produktionszahlen,

Verbesserungen im logistischen Bereich etwa durch Umsetzung eines windparküber-

greifenden Clusterkonzepts für Serviceteams und Materialbereitstellung und

optimierte Windprognosen zur Auswahl der bestmöglichen Standorte durch verbesserte

Wettervorhersagen.

Auch Betriebs- und Wartungskosten, etwa durch Koppelung der Kosten für Wartungsver-

träge und Pacht an den Windertrag (Kostenreduktion in windarmen Jahren), bieten weite-

res Kostensenkungspotenzial für WEA. Da gemessene Risiken für WEA zudem häufig

geringer ausfallen als von Versicherern unterstellt, lohnt es für Bestands-WEA meist, Ver-

tragskonditionen nachzuverhandeln. Auch die Netzanbindung für Offshore-WEA war bei

der nun zweiten Generation der Stromkonverterplattformen laut Aussage von Siemens um

rund ein Drittel günstiger. IRENA prognostiziert daher für WEA im Zehnjahreszeitraum

2015-2025 im Durchschnitt um rund 30% niedrigere Stromgestehungskosten (s. Tabelle

unten), eine Größe, die auch der Weltmarktführer für Offshore-Windturbinen Siemens für

Offshore-WEA prognostiziert.

Europa im Windturbinenmarkt weiterhin stark Weltmarktanteile der Hersteller 2015 in Prozent

Mögliches Kostensenkungspotenzial EE-Strom

EE-Ener-gieart

Ø-Stromkosten global in *EUR/kWh

%-VÄ

2015 2025

Solar PV 0,12 0,05 -54%

Solar-thermie (über Tower)

0,15 0,09 -41%

Onshore Wind

0,06 0,05 -29%

Offshore Wind

0,16 0,11 -33%

Quelle: REN21 ‚Global Status Report 2016 Quelle: IRENA, *USD/EUR Ø-Kurs 2015: 1,11

11,8%

12,5%

13,4%

9,5%5,0%

42,7%

Vestas (DK)

Goldwind (CH)

Siemens/Gamesa (DE)

GE (US)

Enercon (DE)

Sonstige

Wind-turbinen

Hersteller2015

Großes Kosten-

sparpotenzial bei

Betriebs- und War-

tungskosten für

WEA


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Risiken für Erneuerbare Energien in Europa

Die Rahmenbedingungen für den weiteren EE-Ausbau zur nachhaltigen Strom- und Wär-

meerzeugung in der EU sind gut. Auch wird eine weitere Stärkung der Wettbewerbsfähig-

keit von EE gegenüber konventionellen Energieträgern durch technischen Fortschritt und

Lernkurveneffekte erwartet. Auch im Bereich Erneuerbarer Energien bestehen aber Risi-

ken, die die weitere Entwicklung in Europa beeinträchtigen könnten.

Zunehmende Staatseingriffe

Eine retrograde Absenkung zugesagter Vergütungen, wie vor ein paar Jahren für EE-

Projekte in Spanien und Italien erfolgt, mindert das Vertrauen der Investoren in die Ver-

tragstreue des Staates und dämpft deren Bereitschaft für EE-Neuinvestments. Immer um-

fassendere Umweltschutzgutachten in einigen EU-Ländern bei der Errichtung neuer EE-

Anlagen senken die geplante EE-Anlagenrendite des eingesetzten Kapitals bei neuen EE-

Projekten durch deutlich längere Errichtungszeiten. Restriktive staatliche Vorgaben wie in

Deutschland, wo der Ausbau der Hochspannungsleitungen teilweise nur über Erdkabel

erfolgen darf, treiben die Netzausbaukosten und verlängern den Zeitraum bis zur Fertig-

stellung fehlender Hochspannungsleitungen. Vorhandene regionale Disparitäten zwischen

Stromangebot und Stromnachfrage werden so zeitlich verspätet beseitigt und die Effektivi-

tät bestehender sowie neuer EE-Anlagen gemindert, da die grundsätzlich vorhandene

Nachfrage nach EE-Strom mangels Leitungen nicht bedient werden kann.

Wachsende Widerstände in der Bevölkerung

Vor allem in Ländern mit dichter Besiedelung und ambitionierten Zielen bei der Energie-

wende rücken Onshore-WEA immer näher an bewohnte Gebiete heran und fördern so den

Widerstand in der Bevölkerung. Um dieser zu begegnen, wurde etwa in Bayern die 10H-

Regelung erlassen, die einen Mindestabstand einer WEA zu Wohngebäuden von mindes-

tens dem Zehnfachen der WEA-Nabenhöhe vorsieht. EE-Befürworter beklagen, dass damit

das mögliche regionale Windpotenzial in Bayern weitgehend ungenutzt bleiben wird.

Fehlende Stromspeicher und Stromleitungen

Gäbe es national und international ausreichend Speicher und Leitungen, könnten die be-

reits vorhandenen EE-Stromkapazitäten in der EU deutlich effektiver genutzt werden. Die

für Stromspeicher und Stromnetze notwendigen Landschaftseingriffe werden seitens der

Bürger oft abgelehnt. Bestehende EE-Anlagen werden daher immer öfter abgeregelt, um

die regionalen Stromnetze nicht zu überlasten. Wasserkraftwerke in Skandinavien oder in

den Alpenstaaten könnten überschüssigen europäischen EE-Strom speichern. Aber die

internationalen Stromnetze sind bislang vielfach nur unzureichend ausgebaut. Zur Glättung

der Volatilität von EE-Strom werden in einigen EU-Ländern teure nationale Kapazitäten

vorgehalten, bei denen konventionelle Kraftwerke für den kurzfristigen Ausgleich zwischen

Stromangebot und -nachfrage sorgen.

Günstige Öl- und Gaspreise

Günstige Öl- und Gaspreise senken den Anreiz für einen schnellen Umbau der Energieer-

zeugung auf EE über die von der EU bis 2020 geforderte 20%-Quote hinaus. Dies ist auch

deshalb ein Risiko, da es für das EE-Ausbauziel am Bruttoendenergieverbrauch der EU bis

2030 auf 27% im Gegensatz zu den „20-20-20 Zielen“ keine verbindlichen nationalen Ziel-

vorgaben mehr gibt. Die von der Trump-Administration geplante Steigerung der US-

Schieferöl- und Schiefergasexporte, bei Gas via LNG (Liquefied Natural Gas), könnte die

Besonders bei

Windkraft steigt der

lokale Widerstand

der Bevölkerung

LNG-Exporte der

USA könnten EE-

Ausbau in Europa

abschwächen

Effizienz würde mit

Stromspeichern

und überregionalen

Leitungen deutlich

steigen

Absenkung zuge-

sagter Vergütungen

als Risiko


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Bemühungen der OPEC, durch Förderkürzungen die Öl- und Gaspreise wieder auf ein

höheres Niveau zu heben, durchkreuzen. Theoretisch könnten die 25 per Ende 2016 exis-

tierenden EU-LNG-Importterminals (20 weitere derzeit in der Planung) 40% der EU-Gasim-

porte abdecken. Sofern die USA mittelfristig günstiges LNG-Gas vermehrt Richtung Euro-

pa verkauft, steigt der Druck auf die EU-Gaspreise. Einige EU-Länder könnten so versucht

sein, ihre EE-Ausbauambitionen am Bruttoendenergieverbrauch über 20% hinaus einzu-

dampfen. Einige EU-Länder könnten ihren EE-Ausbaupfad auch deshalb abschwächen, da

Deutschland mit seinem ambitionierten Ziel, bis 2025 bereits 40 bis 45 % der heimischen

Stromerzeugung über EE abzudecken, eine Untererfüllung einzelner Länder beim EU-2030

Ziel leicht kompensieren könnte.

Umstellung auf EE-Ausschreibungen mindert Renditen bei neuen EE-Projekten

Um Überrenditen für EE-Anlagenbetreiber abzumindern und die volkswirtschaftlichen Kos-

ten für die Umstellung der Stromerzeugung auf Nachhaltigkeit zu minimieren, stellen immer

mehr Länder ihr bisheriges Förderregime mit fixen Einspeisetarifen über einen festgelegten

Zusagezeitraum auf EE-Ausschreibungen um. Um die Zuschlagschancen bei EE-Auktio-

nen zu verbessern, preisen Investoren bei ihren Angeboten den technischen Fortschritt,

der bis zur Inbetriebnahme der Anlage realistisch erscheint, in ihren offerierten Angebots-

preis für eine kWh EE-Strom ein. Wie hoch dabei die für den Stromendverbraucher mögli-

chen Einspareffekte sind, zeigt beispielhaft die Auktion für den größten dänischen Offsho-

re-Windpark „Kriegers Flak“, für den Vattenfall den Zuschlag für die Stromlieferung bei

einem Gebot von 4,99 Eurocent je kWh bekam. In Deutschland erhalten Offshore-

Windparkbetreiber für Anlagen, die bis Ende 2019 ans Netz gehen, dank dem bis 2016

gültigen alten EEG-Gesetz in den ersten zwölf Jahren noch 15,4 Cent/kWh und für die

weiteren acht Jahre 3,9 Cent/kWh. Bei der PV-Ausschreibung in Deutschland im Dezem-

ber 2016 lag das niedrigste Angebot für eine PV-Freiflächenanlage kleiner als 10 MW bei

6,3 Cent/kWh. Nach altem EEG-Gesetz wurden für PV-Dachanlagen, die bis Dezember

2016 in Betrieb gingen, abhängig von der Anlagengröße für 20 Jahre noch bis zu 12,3

Cent zugesagt.

Ist die Abschmelzung der Überrenditen für EE-Neuprojekte durch Ausschreibungen für

Stromendverbraucher erfreulich, so müssen EE-Investoren ihre Projektionen hinsichtlich

technischer Fortschritte im EE-Anlagenbereich nun genau durchrechnen, um Enttäuschun-

gen ihrer Anteilseigner bei EE-Neuprojekten zu vermeiden. Auf der Anbieterseite für PV-

und Windstromanlagen steigt der Einspar- und Optimierungsdruck für weitere Kostensen-

kungen durch EE-Investoren und der Konsolidierungsprozess dürfte weiter an Fahrt ge-

winnen.

Wachsender Inves-

torendruck auf EE-

Anlagenhersteller

Gezahlte EEG-

Vergütung für Offs-

hore-WEA drei Mal

so hoch wie Preise

dänischer WEAs


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Investitionsmöglichkeiten für institutionelle

Investoren

Für Investoren, die am Wachstum der Erneuerbaren Energien und insbesondere von Pho-

tovoltaik und Windenergie partizipieren möchten, ergeben sich eine Reihe von Anlageal-

ternativen. Diese unterscheiden sich hinsichtlich der erzielbaren Renditen sowie der Risi-

ken deutlich.

So besteht die Möglichkeit zur Direktanlage in Einzelaktien von als grün eingestuften Un-

ternehmen oder in öffentlich gehandelte grüne Aktienfonds. Diese Eigenkapitalinvestitionen

sind auf der Risikoskala im oberen Bereich anzusiedeln. Auf der anderen Seite können

Aktien oder Anteile an Publikumsfonds oftmals sehr flexibel wieder veräußert werden.

Ebenso hohe Renditechancen aber eine deutlich geringere Liquidität können direkte Inves-

titionen in Projekte für Erneuerbare Energien bieten. Diese stehen aber zumeist nur Inves-

toren mit großen eigenen Alternative Asset Portfolios und hoher Expertise und Netzwerken

in diesem Feld zur Auswahl. Auf Erneuerbare Energien spezialisierte Alternative Invest-

mentfonds können den Analyseaufwand für den Investor deutlich reduzieren. Gleichzeitig

wird das Risiko auf mehrere Projekte gestreut, die der Fondsverwalter auswählt. Das Kapi-

tal bleibt in diesen Fonds für gewöhnlich auf einen langen Zeitraum gebunden. Deutlich

risikoärmer im Vergleich zu Beteiligungen mit Eigenkapital stellen sich Investitionen in fest-

verzinsliche Anleihen dar, die gezielt der Finanzierung bestimmter grüner oder nachhaltiger

Projekte gewidmet sind. Diese Green Bonds (umgangssprachlich auch Öko-Anleihen ge-

nannt) bieten im aktuellen Niedrigzinsumfeld allerdings nur sehr geringe Renditeaufschläge

und gewährleisten häufig kaum eine Inflationsabsicherung.

Die Chancen und Risiken der einzelnen Investitionsmöglichkeiten beleuchten wir im Fol-

genden genauer und ordnen diese nach dem tatsächlichen Erneuerbare Energien Anteil

(insbesondere Solar- und Windenergie).

Grüne Investitionsmöglichkeiten im Vergleich

Anteil

Erneuerbarer Energien

Ertrags-chancen

Risiko-streuung

Liquidität

Grüne Aktien - ++ - ++

Grüne Aktienfonds - + + +

Green Bonds + - - +

Projektfinanzierungen EE

+++ ++ -- --

Alternative Investmentfonds EE

++ ++ + --

Sehr hoch: +++, hoch: ++, mittel +, niedrig: -, sehr niedrig: --

Quelle: BayernLB Research

Zahlreiche

Möglichkeiten in

Erneuerbare Ener-

gien zu investieren

Unterschiede in

Risikostreuung, Li-

quidität sowie Er-

tragschancen


BayernLB

Aktien grüner Unternehmen (Direktanlage, Eigenkapital)

Als direkte Investitionsmöglichkeit über Aktien kommen grundsätzlich alle „grünen“ Unter-

nehmen in Betracht, die ihren Schwerpunkt im Bereich PV und WEA haben. Für alle Un-

ternehmensanlagen sollten neben der betriebswirtschaftlichen Einschätzung auch eine

genauere eigenständige Bewertung der Umweltverträglichkeit erfolgen, die durch externe

ESG Research Anbieter wie Oekom Research angeboten wird. Folgende Risiken müssen

bei einer Direktanlage über Aktien in jedem Fall beachtet werden:

grundsätzliche Risiken als Aktionär / Eigenkapitalgeber

erhöhte Risiken durch Änderungen des Regulierungs- und Wettbewerbsumfelds im

Bereich Erneuerbarer Energien

erhöhte Ausfallrisiken im Vergleich zu Aktienfonds und weniger ausfallgefährdeten An-

leihen bei fehlender Diversifikation

Grüne Investmentfonds und ETFs (indirekte Anlage, Eigenkapital)

Börsennotierte öffentliche Investmentfonds, die auf die Anlage in grüne bzw. umweltfreund-

liche Aktien spezialisiert sind, bieten eine weitere Möglichkeit, um am Wachstum der Er-

neuerbaren Energien zu partizipieren. Zugleich wird meist eine breitere Risikostreuung

erreicht als bei der Anlage in Einzelwerten. Im aktiven Fondsmanagement übernimmt der

Fondsmanager für den Anleger die Risikobewertung und Auswahl der grünen Investitio-

nen. Meist erfolgt eine breit gestreute Auswahl der Unternehmen sowohl nach Sektoren

(nicht nur WEA und PV werden ausgewählt) als auch nach Regionen (Aktien aus Asien,

den USA und Europa). Im Vergleich zur Investition in Einzelwerte kann über grüne Invest-

mentfonds eine breitere Streuung der Risiken über ein diversifiziertes Aktienportfolio er-

reicht werden, abhängig von der Anlagestrategie des ausgewählten Fonds. Der Ausgabe-

aufschlag sowie eine jährliche Verwaltungsgebühr erhöhen allerdings die Kosten von

Investmentfonds im Vergleich zu Einzelwerten. Die Zahl der neu aufgelegten, aktiv gesteu-

erten Aktienfonds mit einer Spezialisierung auf nachhaltige oder grüne Anlagen entwickelte

sich in den vergangenen 20 Jahren relativ zyklisch. Insbesondere Fonds, die in den Jahren

2007/08 aufgelegt wurden, existieren heute nicht mehr.

Zyklischer Markt nachhaltiger Aktienfonds Anzahl der jährlich neu aufgelegten nachhaltigen Aktienfonds

Volatile Entwicklung grüner Benchmark-Indizes Performance Vergleich seit 2006 ; Index 100 = 01.01.2006

Quelle: Bloomberg New Energy Finance (BNEF), BayernLB Research


Zu den schon länger bestehenden grünen Aktienfonds gehören zum Beispiel der breiter

diversifizierte DWS Zukunftsressourcen (aufgelegt 2006, weltweite Aktien aus den Sekto-

ren Wasser, Agrochemie und Erneuerbare Energien, Fondsvermögen 230 Mio. Euro) oder

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7RENIXX Öko DAX

DAX Euro Stoxx 50

Eigene Bewertung

der Umweltverträg-

lichkeit und Risiko-

abschätzung einer

Direktanlage erfor-

derlich

Größere Risiko-

streuung als

Einzelwerte


BayernLB

der speziell auf Unternehmen aus dem Solar- und Windkraftsektor konzentrierte Luxem-

bourg Selection Fund Solar & Sustainable Energy (aufgelegt 2009, ertragreichste Unter-

nehmen des Solar- und Windkraftsektors weltweit).

Eine indexbasierte und damit nicht aktiv gesteuerte Anlagemöglichkeit bieten grüne

Exchange-Traded Funds (ETFs). Grüne ETFs werden passiv gesteuert und bilden zumeist

einen grünen Benchmark-Index nach. Ein wichtiger Benchmark-Index für Aktien in diesem

Spektrum ist der vom Internationalen Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) im

Jahr 2005/2006 konzipierte RENIXX World (Renewable Energy Industrial Index). Als der

erste weltweite Branchen-Aktienindex für Erneuerbare Energien bildet er die Performance

der 30 größten Unternehmen der globalen Regenerativen Energiewirtschaft ab und kann

Anlegern eine Orientierungshilfe über die weltweite Entwicklung des Marktes für Erneuer-

bare Energien geben. Um in den Index aufgenommen zu werden, müssen Unternehmen

mindestens 50% ihres Umsatzes in dem Bereich der Erneuerbaren Energien (Wind, Solar,

Biomasse, Geothermie, Wasserkraft) erzielen. Der Mitte 2007 eingeführte ÖkoDAX um-

fasst hingegen nur bis zu zehn Unternehmen aus der Branche der Erneuerbaren Energien,

die ihren Sitz in Deutschland haben sollen (aktuell z.B. CropEnergies AG, Nordex AG, PNE

Wind AG). Je kleiner und spezialisierter ein Benchmark-Index ist, umso weniger liquide

und umso risikoreicher ist für den Anleger die Investition in ETFs, die auf diesem Index

aufbauen. Grüne Benchmark-Indizes haben bei einem Performance Vergleich seit 2006

über die Jahre uneinheitliche Wertentwicklungen gezeigt (siehe Abbildung rechts auf S.11).

Green Bonds (Direktanlage, Fremdkapital)

Umgangssprachlich auch als Öko-Anleihen bezeichnete Green Bonds bieten eine relativ

neue Möglichkeit in Unternehmen zu investieren, die sich explizit zur Umsetzung von Kli-

maschutzstandards und nachhaltigen Investitionszielen bereit erklärt haben. Green Bonds

sind vereinfacht ausgedrückt Anleihen, deren Emissionserlös von den emittierenden Un-

ternehmen oder Institutionen ausschließlich für Investitionen in den Umwelt- und Klima-

schutz verwendet wird. Emittenten bestimmen für jeden neu aufgelegten Green Bond ex-

plizit grüne Investitionsprojekte, die mit den eingenommenen Mitteln refinanziert werden.

Abgesehen davon unterschieden sich „grüne Anleihen“ im Hinblick auf Merkmale, Struktu-

ren und Risiko nicht von konventionellen Anleihen.

Green Bond Investitionen nach Sektoren Aufteilung der Green Bond Erlöse 2016

Wachstum des Green Bond Markts seit 2007 Jährlich emittierte Green Bonds, in Mrd. Euro (äquivalent)

Quelle: Climate Bond Initiative (CBI), BayernLB Research Quelle: CBI, Bloomberg, BayernLB Research

Emissionserlöse

von Green Bonds

explizit für Investiti-

onen in grüne Pro-

jekte

Grüne ETFs bilden

einen grünen

Benchmark-Index

nach


BayernLB

In einer engeren Auslegung wird der Begriff Green Bond lediglich für sogenannte gekenn-

zeichnete („gelabelte“) Emissionen verwendet. Das bedeutet, dass diese Emissionen in der

Regel vom Emittenten selbst explizit als „grün“ und damit als Green Bond klassifiziert wer-

den. Dies geschieht jedoch nicht willkürlich. Zum einen lässt sich die Mehrheit der Emitten-

ten durch externe, unabhängige Organisationen (zu den wichtigsten zählen CICERO, Vi-

geo und Oekom) prüfen und den „grünen“ Charakter der jeweiligen Emission mit einer

Zweitmeinung („Second Party Opinion“, SPO) bestätigen. Zum anderen wurden in den

vergangenen Jahren durch die Finanz-Community (Vertreter von Emittenten, Investoren

und Intermediären) Rahmenbedingungen und Standards wie die „Climate Bond Standards“

oder die „Green Bond Principles“ geschaffen, die den Marktteilnehmern im grundsätzlich

unregulierten Green Bond Segment eine wichtige Orientierungshilfe bieten. So definieren

die „Climate Bond Standards“ unter anderem auch, welche Investitionsprojekte als „grün“

eingestuft werden können. Die Einhaltung der Green Bond Principles soll – allerdings als

freiwilliges Rahmenkonzept – die Transparenz von der Mittelverwendung über die Projek-

tauswahl bis hin zum Reporting gewährleisten. Im Jahr 2016 floss mit 43% der größte Teil

der Erlöse aus Green Bond Emissionen in Investitionen in Erneuerbare Energien. Aber

auch andere nachhaltige Projekte werden gefördert (siehe Abbildung links auf S. 12).

Zu den ersten und heute noch wichtigsten Emittenten von Green Bonds gehören internati-

onale Organisationen und staatsgarantierte Förderinstitute, die mit den Green Bonds spe-

zielle Projekte und ausgereichte Kredite zur Förderung von Umwelt und Klimaschutz refi-

nanzieren. Da diese Institutionen gewöhnlich nicht börsennotiert sind, bieten die grünen

Anleihen zumeist die einzige Möglichkeit sich an deren Projekten zum Klimaschutz zu be-

teiligen. Seit den ersten Green Bond Emissionen der Weltbank und der Europäischen In-

vestitionsbank (EIB) vor 10 Jahren gehören heute lokale und regionale Gebietskörper-

schaften, Zentralstaaten aber auch börsennotierte Unternehmen und Finanzinstitute

(inklusive Covered Bond Emittenten) zu den regelmäßigen Green Bond Emittenten. Seit

den Anfängen des Green Bond Marktes im Jahr 2007 wuchs das Segment insbesondere in

den vergangenen 4 Jahren als Nischensegment stark. Bis heute wurden grüne Anleihen

mit einem Volumen von insgesamt rund 234 Mrd. Euro emittiert, davon alleine 78 Mrd.

Euro in den ersten 9 Monaten des Jahres 2017. Heute ist der Euro mit 33% die zweit-

stärkste Währung nach dem USD (35%), in der Green Bonds emittiert werden. Allen Emit-

tenten ist gemein, dass sie die durch Green Bonds aufgenommenen Mittel gezielt zur Fi-

nanzierung spezifizierter grüner Projekte einsetzen. So legte die DKB eine grüne Anleihe

2016 explizit zur Refinanzierung von Wind- und Solarparkprojekten in Deutschland auf. Der

spanische Energieversorger Iberdrola refinanziert mit den 2017 aufgelegten grünen Anlei-

hen explizit Investitionen in den Erneuerbare Energien Kraftwerkspark. Allerdings erstre-

cken sich die Geschäftstätigkeiten der meisten Green Bond Emittenten auch auf nicht grü-

ne Felder, so dass eine Querfinanzierung anderer Aktivitäten nicht ausgeschlossen werden

kann.

Für den Investor bieten Green Bonds trotz der unter Umständen etwas geringeren Liquidi-

tät aktuell keine Renditeaufschläge gegenüber gewöhnlichen Anleihen des gleichen Emit-

tenten. Im aktuellen Niedrigzinsumfeld bieten die Renditen von Green Bonds außerdem

zumeist nur geringe Aufschläge gegenüber sicheren Anlagen wie Staatsanleihen, insbe-

sondere wenn die Emittenten über AAA-Ratings verfügen. Green Bond Emittenten erhof-

fen, neben positiven Marketingaspekten und der Erweiterung der Investorenbasis, mittel-

bis langfristig sogar Refinanzierungsvorteile mit dieser Finanzierungsform zu erzielen, die

sich explizit am Umwelt und Klimaschutz orientiert.

Zweitmeinung

eines externen

Anbieters hilft bei

der Beurteilung des

„grünen“ Charak-

ters

Staatsnahe

Institutionen als

Hauptemittenten

von Green Bonds

Nur geringe Rendi-

teaufschläge

gegenüber sicheren

Anlagen möglich

Green Bond Währungen Aufteilung des Emissionsvolumens

Quelle: Bloomberg, BayernLB Research

USD35%

EUR33%

CNY19%

Sonstige13%


BayernLB

Projektfinanzierung (Direkte Beteiligung an EE-Projekten)

Größere institutionelle Anleger wie Versicherer sind in der Lage, direkt grüne Projekte zu

finanzieren - entweder in vollem Umfang oder - zur Vermeidung von Klumpenrisiken - auch

in Form einer Beteiligung. Verbreitet sind direkte Investitionen in Anlagen zur Produktion

von Strom aus Erneuerbaren Energien (PV/WEA). Die Finanzierung erfolgt dann als Ei-

genkapitalgeber über ein Alternative Investment Portfolio mit der Übernahme von EE-

Projekten in der Betriebs-, Bau- oder Planungsphase.

Stärkstes Wachstum der EE-Finanzierungen zuletzt im APAC-Raum Entwicklung neuer Finanzierungen für Erneuerbare Energien weltweit in Mrd. USD, Jahre 2004 - 1Q 2017

Windkraft-Finanzierungen im EMEA-Raum mit stärkstem Wachstum Entwicklung neuer Finanzierungen für Erneuerbare Energien nach Sektoren in Mrd. USD, Jahre 2004 - 1Q 2017



Das Anlagevermögen von Investitionen in Erneuerbare Energien (Wind- und Solarparks)

der Allianz erreichte zum 31.12.2016 bereits 2,4 Mrd. Euro (Vorjahr 1,8 Mrd. Euro) und

damit 0,45% der gesamten Kapitalanlagen des Konzerns (Vorjahr: 0,34%). Bei der Münch-

ner Rück lag das Volumen von Anlagen in Erneuerbare Energien Ende letzten Jahres bei

482 Mio. Euro, nach 496 Mio. Euro im Vorjahr. Ihr Anteil an den gesamten Kapitalanlagen

beträgt 0,22% (Vorjahr: 0,23%). Es wird deutlich, dass Projektfinanzierungen von Erneuer-

baren Energien bereits fester Bestandteil der Anlagepolitik größerer institutioneller Anleger

geworden sind. Sie sind nicht nur aus Marketinggründen attraktiv. Mit ihnen lassen sich

auch hohe Renditen erzielen. Außerdem passen die gut planbaren Rückflüsse mit langen

Projektlaufzeiten zum Geschäftsmodell der Versicherer.

Als Alternativen kommen Equity- und Debt-Mezzanine-Strukturen in Betracht. Mit der Pro-

ject Bond Initiative (PBI) der EU können Finanzmittel von institutionellen Investoren für die

Finanzierung leichter als bisher gewonnen werden (vgl. Fixed Income Spezial vom

29.07.2016). Durch die Bereitstellung eines Credit Enhancements durch die EIB in Form

von nachrangigem Fremdkapital verbessert sich das Rating der Senior Project Bonds und

führt zu niedrigeren Eigenkapitalunterlegungen nach Solvency II. Crowdfunding bildet eine

weitere Alternative der Direktanlage in Erneuerbare Energien. International nehmen die

Plattformen weiter zu.

Folgende Risiken sind bei direkten Beteiligungen besonders zu berücksichtigen:

hoher Analyseaufwand: eigene Expertise und Risikoeinschätzung der Projekte sowie

des Marktes für Erneuerbare Energien notwendig (Regulierung, Entgeltstrukturen)

Klumpenrisiken: keine regionale/sektorale Diversifikation

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EMEA AMER APAC

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2017

Solar Wind Andere

Hohe Renditen und

gut planbare Rück-

flüsse

Weitere Alterna-

tiven: Project Bond

Initiative, Crowd-

funding u.a.

Hoher Research-

aufwand zur Ab-

schätzung der ope-

rativen und finanzi-

ellen Risiken

Größere institutio-

nelle Anleger inves-

tieren auch direkt in

grüne Projekte


BayernLB

Prognoserisiken: Unsicherheit bei Wind- und Sonnenscheinprognosen, ohne Möglich-

keit der Stromspeicherung schwanken die Erträge der Projekte abhängig von der Wet-

tersituation

Technische Risiken (etwa beim Aufbau sowie bei der Wartung von Offshore-WEA)

Rechtsrisiken (etwa nachträgliche Absenkung der Vergütung für EE-Projekte )

Alternative Investmentfonds (Indirekte Beteiligung an EE-Projekten)

Bei einem Infrastrukturfonds für Erneuerbare Energien können sich Anleger mit Eigenkapi-

tal an einer Fondsgesellschaft beteiligen, die gezielt in den Erwerb ausgesuchter Wind-

kraftwerke oder Solarkraftwerke investiert. Alternative Investmentfonds (AIF) sind nicht-

börsennotierte Beteiligungsgesellschaften, die Anlegern die Möglichkeit bieten, in (Groß-)

Projekte zu investieren und an den Erträgen zu partizipieren. Die Investitionsgegenstände

der Beteiligungen sind vielfältig und reichen von klassischen Sachwerten wie Immobilien,

Schiffen, Flugzeugen oder Infrastrukturprojekten bis hin zu Eigenkapitalbeteiligungen an

Unternehmen (Private Equity). Auch zahlreiche Projekte im Bereich der Erneuerbaren

Energien werden im Rahmen von Infrastrukturfonds bzw. durch Kapital aus AIF finanziert,

darunter Windparks, Wasserkraftanlagen und Solarparks.

AIFs werden von Fondsgesellschaften angeboten, die für die Verwaltung des Vermögens,

also die Anlagestrategie, aber auch das Risikomanagement verantwortlich sind. In

Deutschland müssen diese Unternehmen ein Prüfverfahren durchlaufen, um von der BaFin

als Kapitalverwaltungsgesellschaften (KVG) zugelassen zu werden. Eine spezielle Variante

des AIF aus Luxemburg ist ein reservierter alternativer Investmentfonds (RAIF), bei dem

der Fonds als Anlagevehikel oder die Investmentgesellschaft (SICAV/F) keine eigene Zu-

lassung bei der Aufsichtsbehörde benötigt, sodass Investoren von einer kürzeren Zeit-

spanne zwischen Produktidee und Markteinführung profitieren können. Die größte Gruppe

der AIFs sind die geschlossenen Fonds. Seit 2013 werden aber auch einige investment-

rechtlich regulierte offene Spezialfonds zu den AIFs gezählt. Bei einem geschlossenen

Fonds können Investoren während der Betriebsphase, die einen Zeitraum von bis zu 30

Jahren umfassen kann, gewöhnlich keine Anteile an die Fondsgesellschaft zurückgeben.

AIFs werden als offen bezeichnet, wenn diese auch während der Betriebsphase Anteile auf

Ersuchen eines Anteilseigners zurückkaufen oder zurücknehmen.

Für den Anleger lassen sich über AIFs zumeist deutlich attraktivere Renditen erzielen als

durch Direktanlagen in festverzinsliche Finanzinstrumente. Grund dafür ist die einge-

schränkte Liquidität und längere Laufzeit der Beteiligung. Zudem wird in Sachwerte inves-

tiert, die vom Kapitalmarktgeschehen unabhängiger sind. Ferner kann der Investor auf die

Expertise der Fondgesellschaft auf dem Spezialgebiet wie z.B. Erneuerbare Energien ver-

trauen und eine breitere Streuung der Risiken erzielen, wenn die Investitionen über mehre-

re Windkraft- und Solarparks in unterschiedlichen Regionen aufgeteilt werden. Im Gegen-

satz zu einem festen Zinssatz geben AIF–Anbieter Renditeprognosen nach Kosten pro

Jahr oder für die geplante Laufzeit der Beteiligung aus. AIFs im Bereich der Erneuerbaren

Energien bieten Anlegern die Chance, direkt an den stabilen Stromeinspeiseerlösen sowie

an der meist zum Ende der Laufzeit vorgesehenen Veräußerung des jeweiligen Anlageob-

jektes zu partizipieren. Die Auszahlungs- bzw. Renditeerwartungen sind im Emissions-

prospekt ausgewiesen. AIFs sind keine festverzinslichen Kapitalanlagen und es besteht

das Risiko, dass die Ertragsprognosen des Fondsmanagers nicht eintreffen oder es zu

einem Totalverlust des eingesetzten Kapitals kommt.

Kapitalbindung in

AIFs von bis zu 30

Jahren möglich

Renditechancen bei

geschlossenen

Fonds zumeist

höher, während Ri-

siken über mehrere

Projekte gestreut

sind

Auf Erneuerbare

Energie speziali-

sierte AIFs ermögli-

chen Beteiligung an

mehreren EE Pro-

jekten


BayernLB

Fazit: Neue Möglichkeiten für Investoren in Erneuerbare Energien

Die Rahmenbedingungen für Erneuerbare Energien sind gut, auch wenn eine Reihe von

Risiken die Entwicklung in Europa beeinträchtigen kann. Vor allem der ehrgeizige Klima-

schutzplan der EU und das Pariser-Klimaschutzabkommen bieten die Grundlage für ein

anhaltendes Wachstum. Laut der International Energy Agency (IEA) werden die Kapazitä-

ten für Windstrom in der EU im Zeitraum 2014-2025 um 78% und für Photovoltaik um 56%

steigen.

Vor diesem Hintergrund haben sich die Anlagealternativen für Investoren vergrößert. Ne-

ben Eigenkapitalinvestitionen über Direktanlagen in Einzelaktien von als grün eingestuften

Unternehmen oder in öffentlich gehandelte grüne Aktienfonds sowie direkte Projektinvesti-

tionen stehen zunehmend auch grüne Anleihen und spezialisierte Alternative Investment-

fonds zur Auswahl. Dadurch öffnen sich Erneuerbare Energien für eine breitere Schicht

institutioneller Investoren. Spezialisierte Alternative Investmentfonds bieten dabei die Mög-

lichkeit einer indirekten Beteiligung an EE-Projekten. Im Vergleich zur Projektfinanzierung

hilft eine regionale Diversifikation Klumpenrisiken zu vermeiden.

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Megatrend Energie und Klimawandel

abgeschlossen am: 13. Oktober 2017

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Megatrend Energie und Klimawandel - BayernLB...Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 4 BayernLB Ende 2016 lag der Windstromanteil an der deutschen Stromerzeugung bei 12%,