Nr. 1 Dipl.-Hydrologin Hedi Feibel Hindernisse und Lösungsansätze zum Einsatz von Kleinwasserkraft...
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Transcript of Nr. 1 Dipl.-Hydrologin Hedi Feibel Hindernisse und Lösungsansätze zum Einsatz von Kleinwasserkraft...
Nr. 1
Dipl.-Hydrologin Hedi Feibel
Hindernisse und Lösungsansätze zum Einsatz von Kleinwasserkraft
(am Beispiel Äthiopien)
Tagung „Erneuerbare Energien in der EZ - wohin führt der Weg ?“ 12./13.6.03
Nr. 2
warum Kleinwasserkraft ?
• umwelt- und sozialverträglicher als große Staudammprojekt
• im Vergleich zu PV geringere Kapazitätskosten
• „Wasserkraft hat Tradition“, lokales know-how vorhanden
• hoher local content (außer elektrotechnische Komponenten)
• keine Verlandungsprobleme bei Laufwasserkraftanlagen
• geeignet für dezentrale Elektrifizierung
Nr. 3
Beispiel für potenziellen Standort
Nr. 4
Laufrad einer traditionellen „arab mill“
Nr. 5
lokal hergestellte crossflow-Turbine
Nr. 6
Wasserkraft für Getreidemühlen
Nr. 7
Anlage für mechanischen Mühlenantrieb, im Bau
Nr. 8
warum gibt es nicht mehr solcher Anlagen ?
Anlage zur Elektrifizierung
Nr. 9
weniger die Anzahl von Details sondern erst ihre Verknüpfung
zu einem Muster bringt die entscheidende Erkenntnis...
das Ganze und die Details
Nr. 10
Hindernisse
Erfahrungen mit
Enteignungen
polit
isch
es
Ris
iko
früheres
Stromm
onopol
unde
finie
rte
Eig
entu
msr
echt
e
wenig Privatinitiative
kein Fremdkapital
historischer
Hintergrund
Privatbanken
noch
unerfahren
fehlende Privatinitiative
sch
wie
rig
e F
inan
zier
un
g
wenig Regierungsunterstützung
institutioneller
Rahmen
MHP stakeholders
schw
ieriges
Lizen
zvergab
e-verfah
ren
nur kurzfristige Kredite (Risikobewertung ?!)
keine Sicherheiten
keine erfolgreichen Pilotprojekte
fehlende techn. Kompetenz
teilweise fehlendes Verantwortungsgefühl
wenig Risikokapital
MHP Technologie kaum bekannt
fehle
ndes
MHP
know
-howPolitik (noch)
+/-zentralistisch
fehlende demokratische Tradition
keine Unterstützung durch Regierung
administrative Zuständigkeiten
unklar
hohe Anforderungen
für Lizenzen
keine Förderinstitution
geringe Kapitalrückzahlung
erwartetunklarer
Genehmigungs-prozess
Nr. 11
die Sicht der Projektpartner
Probleme der Banken...
fehlende Pilotprojekte
Probleme privater Investoren...
Erwartung hoher Renditen (20-30 %) und kurzer Amortisationszeiten (1-3 Jahre)
Risikominimierung !
Probleme zukünftiger Kunden...
wenig know-how über MHP Technologie (Diesel gilt als wirtschaftlicher)
• politisches (Länder-)risiko• Absatzrisiko (Verbrauchprognosen)
• Betriebsrisiko (Dürren, Klimawandel...)• Managementrisiko (geeignete
Betreibermodelle)
Erwartung zuverlässiger und günstiger Energieversorgung
fehlendes Startkapital für produktive Stromnutzung
Formen der Beteiligung (finanziell, organisatorisch) ?objektiver Vergleich mit anderen
Energieträgern schwierig (Zahlungsmodalitäten)
Probleme der NGO‘s...
zurückgehende Mittel Wirtschaftlichkeit der Projekte
Einfordern hoher Sicherheiten (125 %) und kurze Kreditlaufzeiten
evtl. Besicherung kommerzieller Kredite für MHP Systeme
erschwerte Projekt- und Risikobewertung
Nr. 12
Investitionskostenschätzung zweier fiktiver Fallbeispiele
(step 1) (step 2)* (step 3)* (step 1) (step 2)* (step 3)*
Kapazität [kW] 56 156 16 33 53 45 92 147
Investitionskosten [ETB] 1,167,000 2,164,000 177,579 209,269 269,590 476,034 554,295 677,784
Investitionskosten [USD] 142,300 263,900 21,700 25,500 32,900 58,100 67,600 82,700
Kosten pro kW [ETB/kW] 20,727 13,850 10,982 6,292 5,077 10,609 6,006 4,600Kosten pro kW [USD/kW] 2,530 1,690 1,340 770 620 1,300 730 560
Diesel System
"50 kW" "150 kW"
MHP System
50 kW 150 kW
„Skalenerträge“ „Skalenerträge“
denn: Kosten (insbesondere für elektrische Ausrüstung) steigen nicht proportional an
Nr. 13
Wirtschaftlichkeit von MHP- und Diesel-Systemen (150 kW)
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%
Auslastungsfaktor [%]
Eig
en
kap
italr
en
dite
RO
E [
%]
MHP: 100 % Eigenkapital
MHP: 30:30:40
Diesel: 100 % Eigenkapital
Diesel: 30:30:40
feste ParameterTarif: 0.17 USD/kWh (1.4 ETB/kWh)Dieselpreis: 0.3 USD/l (2.5 ETB/l)Inflation (auch für Diesel): 4.5 %Zinssatz: 12 %Steuersatz: 35 %5 Jahre Steuerbefreiung
variable ParameterAuslastungsfaktorFinanzierung:a) 100 % Eigenkapitalb) 30:30:40 Eigen-/Fremdkapital/ Genussrechte (9% Rendite)
Nr. 14
die Idee der Genussrechte
flexible vertragliche Ausgestaltung möglich
nehmen an Gewinnen (evtl. auch an Verlusten) teil
ergänzt „haftendes Eigenkapital“ und Vergabe an unbegrenzte Kundenzahl möglich
Stromkunden als Genussrechtsinhaber, geringere Renditeerwartungen
Genussrechtsinhaber in Position des Gläubigers („stimmrechtslose Beteiligung“)
Kapital steht zu Beginn für hohe Anfangsinvestition zur Verfügung (ersetzt kontinuierliche Tarifzahlungen teilweise)
an keine Rechtsform gebunden
nicht-monetäre Dividende (kWh oder kW) möglich
geringeres Marktrisiko !!!
Rechtsform kann aufgrund andere Kriterien festgelegt werden
erhöhte Kreditwürdigkeit
besserer Kapitalmarktzugang
liefern langfristiges, günstiges Kapital
weniger Rechte, Kontrolle über Management bleibt bei Hauptinvestor
(evtl.) geringere Korruptionsgefahr
Problem für Kunden ?!
• Nachrangigkeit• Dauerhaftigkeit• Verlustbeteiligung
Nr. 15
GenussrechteGenussrechte
Genussrechte lösen einige Probleme...
langfristige Auslegung des MHP Systems (kontinuierliche
Erweiterung schwierig)
Problem der Besicherung und langer Amortisationszeiten
keine Börse vorhanden
begrenzte / temporäre Liquidität der Stromkunden
Mangel an Risikokapital von privaten Investoren
hohe Anfangsinvestition
hohes Risiko
Problem verspäteter Zahlung von
Stromrechnungen
begrenzter Zugang zu kommerziellen Bankkrediten
Bedarf an Eigenkapital
negative Erfahrungen mit Kooperativen
Gefahr der Misswirtschaft im Falle geteilter Eigentumsrechte
• (günstiger) “eigenkapital-ähnlicher” Finanzierungsbeitrag• Dividendenzahlung in kWs oder kWhs möglich• Eigentumsrechte bleiben beim Projektmanager aber: • geteilte Projektverantwortung
aber: Mitverantwortung für MHP System wichtig
Problem illegaler Anschlüsse etc.
Nr. 16
Vorteile für Stromkunden
zwar höhere Anfangsinvestition aber geringere monatliche Belastung
inflationssichere Geldanlage (Bsp. 10 % von Nennwert entsprechen x kWh, Auszahlung unabhängig von steigendem Stromtarif)
Kunde profitiert von höherer Wirtschaftlichkeit der Anlage durch günstige Gesamtfinanzierung (geringere Zinsbelastung für Fremdkapital, steuerlicher Vorteil ...)
zwar höheres Risiko durch Kopplung an Unternehmenserfolg aber durch steuerliche und wirtschaftliche Vorteile höhere Ausschüttungen (als z.B. bei Aktien)
genehmigungsfreie kostengünstige Emission, da keine Börsennotierung erforderlich (niedrige Verwaltungskosten)
Ausschüttungen auf GR‘s als Betriebsausgaben, wenn: a) keine Beteiligung am Liquidationserlös und/oderb) keine Gewinnbeteiligung
hohe Rendite, im Vergleich zu ca. 2.5 % (inflationsbereinigt) für Spareinlagen
Nr. 17
die Mischung macht‘s :
Genussrechtskapital
Eigenkapital
Fremdkapital
Risikokapitalanleger sichern stringentes Management und achten auf Rentabilität
profitorientiertes Risikokapital von Investoren
erleichtert Zugang zu Fremdkapital
kommerzielle Kredite von Banken
positiver „leverage effect“ für Eigenkapitalanleger
30 % der Investition als Kredit erfordern 38 % Sicherheit
Eigenkapital mit geringerer Renditeerwartung; von Kunden, evtl. auch NGOs, Entwicklungsbanken...
erhöht (grenzwertige) Wirtschaftlichkeit der Anlage, lockt Investoren
privater Sektor
Nr. 18
Projektvarianten (10-80 kW)
Partner
Eigenkapital
Fremdkapital
Organisation
Vor- und Nachteile
im Falle...
Nutzer + NGO(s) lokale Investoren + Bank
25-30% als Anteile oder Genussrechte der Nutzer
70-75% soft loan (NGO, Entwicklungsbank)
• (moderne) Kooperative• AG
• breite Eigenkapitalbasis nötig• Identifikation mit Projekt • Kostensenkung durch local contribution • Betriebsrisiko bei Kooperative • Abhängigkeit von NGO
kleinerer Anlagen mit geringerer Rendite; kommerzielle Kredite nicht
verfügbar
70% von Investor
30% Bankkredit; Besicherung über Projektwerte (>30% unmöglich)
• „one-man-business“ bei Einzelinvestor
• KG bei mehreren Investoren
• Betriebsrisiko und -kosten reduziert
motivierter, finanzkräftiger, lokaler (präsenter) Investor
MHP Systeme 10-80 kW (ca. 25.000 - 200.000 USD)
Nr. 19
Projektvarianten (80-300 kW)
Partner
Eigenkapital
Fremdkapital
Organisation
Vor- und Nachteile
im Falle...
„Selbstversorger“ + Bank IPP + Nutzer (+ Geber + Gemeinde) + Bank
>30% von Investor
<70% (Unternehmenswerte als Sicherheit)
integriert in bestehendes Unternehmen
• kein Marktrisiko• geringes Betriebsrisiko
Strom für Bedürfnisse des Investors (z.B.
weiterverarbeitendes Gewerbe), Verkauf von
Überschüssen
33 % von IPP, Einzelinvestoren (evtl. IFC), 33% GR
33% (Projektwerte zur Besicherung)
• AG (Vorzugs- u. Stammaktien) + GRs• KG (mit GRs)
• Verantwortung für Betrieb bei (wenigen) Eigenkapi-talgebern (Stammaktionäre bzw. Komplementäre)
• rentabler durch „billiges“ Eigenkapital aus GRs• Zugang zu „interoffice market“ bei größeren
Projekten
• Eigenkapital von einem oder mehreren IPP‘s• Stammaktien für verantwortliche Sponsoren,
Vorzugsaktien über interoffice market für interessierte Investoren
• Genussrechte für Kunden
MHP Systeme 80-300 kW (ca. 150.000 - 550.000 USD)
Nr. 20
MHP zum Durchbruch verhelfen...
1. Verbesserung der Rahmenbedingungen
2. Umsetzung konkreter Pilotprojekte
Nr. 21
Verbesserung der Rahmenbedingungen
Zugang zur Investitionslizenz erleichternVorteile für Lizenzinhaber:a) 5 a Steuerbefreiungb) zollfreie Einfuhrenc) „one-stop-shop“ (Betreiberlizenz,
Registrierung der Gesellschaftsform, Zuweisung von Land und Wasserrechten)
momentane Hindernisse:• Minimuminvestition: 500,000 USD
(Ausländer), 300,000 USD (joint investment), 31,000 USD (Äthiopier)
• one-stop-shop generell nur für Ausländer (?)
• starke Ausrichtung auf exportorientierte und ausländische Investitionen
capacity building Finanzsektor• Bewertung und Risikoabschätzung bei
MHP Projekten• innovative Finanzierungsinstrumente• andere Besicherung
capacity building lokale Consultants • kompetente Planung• Kostenminimierung
Entwicklung von Informationsstrukturenfür Investoren, Förder- und Genehmigungsinstitutionen, Planer, Promotoren...
weitere Investitionsanreize für MHP schaffen• Steuerbefreiung über gesamte Laufzeit (Besserstellung gegenüber Diesel)• gleichzeitige Anreize für (energieintensive) Gewerbeansiedlung
Nr. 22
Umsetzung konkreter Pilotprojekte
Reduktion von Risiken (Erfahrungswerte für Banken, Investoren, etc.)
Präzedenzfall für Rechtssicherheit (Zuständigkeiten für Land- und Wasserrechte, „operating licence“...)
Capacity Building für Behörden und Planer
zu berücksichtigen:
1. möglichst ohne Subventionen (nur Kreditbesicherung), reale Marktbedingungen
5. marktseitig Anreize zum Kauf elektrischer Geräte (Haushalte, Gewerbe)
4. niedrige Tagestarife, Förderung kontinuierlicher und „mehrwerterzeugender“ Anlagenauslastung (von Beginn an !)
„Akzeptanztest“ für Genussrechte
2. Minimierung der Investitionskosten (lokale Planer, second hand Ausrüstung, keine überzogenen Standards)
3. wirtschaftliche Tarife, aber:
erhoffte Effekte:
Nachweis der Wirtschaftlichkeit, Potential für Kostenreduktion
Nr. 23
Möglichkeiten internationaler Finanzierung
CDM - Projekt:
CER‘s für vermiedene Treibhausgasemissionen, nicht sehr lukrativ...
passendes GEF-Programm:
„promoting the adoption of renewable energy by removing barriers and reducing implementation costs“
2) volle Kosten für „enabling activities“ (Erstellung von nationalem Aktionsplan, Entwicklung institutioneller Kapazitäten etc.)
Äthiopien hat „national inventory“ erarbeitet (10/2001) aber noch keinen „Nationalen Aktionsplan“
Nationale „CDM Authority“ (Genehmigung, Evaluierung...) noch nicht benannt
einfachere Bewilligung für medium sized projects (< 1 million USD), die Kofinanzierung mitbringen und replizierbar sind
MHP-Pilotprojekt
barrier removal Projekt
1) „incremental costs“ (hier: Differenzbetrag zu Projekt, welches dadurch ersetzt oder überflüssig gemacht wird); MHP statt Diesel System, oder
Nr. 24
Möglichkeiten internationaler Finanzierung
IFC - Eigenkapitalbeteiligung: max. 35 % der Projektkosten
Bedingungen:
• Privatsektorbeteiligung
• Wirtschaftlichkeit
• mit ausländischer Beteiligung (Investor, Management, o.ä.)
• Minimum ca. 200.000 USD Gesamtvolumen (offiziell > 1 Mio USD)
Nr. 25
Dilemma „internationaler Fonds / Mechanismen“
komplizierte Antragstellung (Kenntnis der verfügbaren Fonds...) Mangel an Risikokapital in
vielen EL
oft größere Volumina erforderlich oder Projektbündelung zur
Reduktion der Transaktionskostenerschwerte Planung ! sinnvoller
ist iterativer Lernprozess in Pilotprojekten
offizielle CDM Bewilligung erhöht „Projektseriösität“ Reduktion des Projektrisikos
zur Einbindung privaten Kapitals erforderlich
bei CDM- und GEF-Projekten: zusätzliche Formulierung des Baseline-
Scenario mangelnde Projekterfahrung mit MHP
Nr. 26
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