bizz energy research
15.03.2016

Wie viel Rendite Windanlagen auf hoher See bieten

Bisher waren Offshore-Eigenkapital-Renditen gut gehütete Branchengeheimnisse. Jetzt hat bizz energy RESEARCH nachgerechnet. Ergebnis: Im Stauchungsmodell winken Traumrenditen über 25 Prozent.

 

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Der Teufel steckt bekanntlich im Detail. Das gilt auch für jene diversen Regeln, die das Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) für Offshore-Einspeisevergütungen festgelegt hat, um möglichst viele Standorte attraktiv zu machen. Größere Wassertiefe und Küstenentfernung zum Beispiel erschweren zwar Reparatur und Wartung, wirken aber positiv auf die mindestens zwölf Jahre lang gewährte Anfangsvergütung. Im EEG steht dazu: „Der Zeitraum, in dem die erhöhte Anfangsvergütung von 15,4 Cent/kWh gezahlt wird, verlängert sich für jede über zwölf Seemeilen hinausgehende volle Seemeile, die die Anlage von der Küste entfernt ist, um 0,5 Monate und für jeden über 20 Meter Wassertiefe hinausgehenden  vollen Meter Wassertiefe um 1,7 Monate.“

Bei den Betriebskosten sprechen Brancheninsider von einer „Badewannenkurve“; sie ist in der Grafik auf der rechten Seite zu sehen (siehe PDF unten) und zeigt: Die Kosten sind zu Beginn durch Frühausfälle und am Ende der Vergütungsdauer durch Verschleiß jeweils deutlich höher als während der normalen Arbeitsperiode.

Offshore-Investoren können seit 2012 zwischen zwei Vergütungsvarianten wählen. Damals wurde zusätzlich das Stauchungsmodell eingeführt, das in den ersten acht Jahren eine um vier Cent pro Kilowattstunde höhere Anfangsvergütung gewährt, dafür aber vier Jahre früher auf die viel geringere Grundvergütung von 3,9 Cent absackt. Beim Stauchungsmodell sind die Vorsteuer-Eigenkapitalrenditen höher, während beim Basismodell über 20 Jahre nominal höhere Gesamtausschüttungen erfolgen. Das zeigen die Balkendiagramme im Schaubild auf der rechten Seite. Sie basieren auf Modellrechnungen unserer Research-Abteilung, die bei der Wahl der Parameter eher vorsichtig war. So ging sie von nur 4150 Volllaststunden aus – während in der Branche 3.500 bis 5.000 als realistisch gelten. Die untersuchte Offshore-Anlage (siehe Illustration im PDF) steht 40 Meter tief im Wasser und ist 80 Kilometer von der Küste entfernt.

Die Betriebskosten wurden etwas höher angesetzt als in der Gemeinschaftsstudie über „Kostensenkungspotenziale der Offshore-Windenergie in Deutschland“, die das Institut Prognos und das Ingenieurbüro Fichtner im August 2013 veröffentlicht haben. Diese Studie hatte 18 Auftraggeber und gilt bis heute als wichtigstes Referenzwerk. Sie prognostiziert bis 2023 starke Lernkurveneffekte und Kostenreduktionen – zum Beispiel durch effizientere Turbinen, schnellere Schiffe, bessere Logistik – und durch mehr Wettbewerb.

Der Fremdkapital-Anteil in unserer Modellrechnung liegt bei 65 Prozent, das Fremdkapitalvolumen bei 898.352.000 Euro. Es wird im Stauchungsmodell in 48 vierteljährlichen Raten getilgt, im Basismodell in 60 Raten. Die ersten 18 Monate sind in beiden Fällen tilgungsfrei. Die Fremdkapital-Zinsen sind über die gesamte Darlehenslaufzeit bei 2,15 Prozent festgeschrieben.

Zur konservativen Herangehensweise von bizz energy RESEARCH gehört auch, dass die anfallenden Bauzeitzinsen und Strukturierungsgebühren mit 150.000 Euro pro MW Nennleistung eher zu hoch als zu niedrig angesetzt wurden. Für den Park mit einer Gesamtnennleistung in Höhe von 320 MW ergibt das in Summe immerhin 48 Millionen Euro, die in die Gesamtinvestitionskosten einfliessen. Die betragen rund 1,4 Milliarden Euro (genau: 1.382.080.000 Euro), werden als Buchwert angesetzt und über 16 Jahre linear abgeschrieben.

Weitere Details der Modellrechnungen finden Sie in diesem PDF.

Joachim Müller-Soares
Keywords:
Offshore | Wind | Renditen | Offhore-Renditen
Ressorts:
Finance

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