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BayernLB Research | 01.10.2017
Megatrend Energie und Klimawandel BayernLB Research
Beachten Sie bitte den/die Hinweis/e auf der/den letzten Seite/n www.research.bayernlb.de, Bloomberg: BAYR
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
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 3
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
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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
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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
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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
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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
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 10
BayernLB
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
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 11
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
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
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 12
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
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 13
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%
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 14
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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
Quelle: Bloomberg New Energy Finance (BNEF), BayernLB Research
Quelle: Bloomberg New Energy Finance (BNEF), BayernLB Research
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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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
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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
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 16
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.
ulrich.horstmann@bayernlb.de
asja.hossain@bayernlb.de
thomas.peiss@bayernlb.de
Megatrend Energie und Klimawandel Oktober 2017 17
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Megatrend Energie und Klimawandel
abgeschlossen am: 13. Oktober 2017
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