Leonidas Associates XII Prospekt - Fondsvermittlung24.de

60Ertragsgutachten gestern und heuteDie Rendite eines Windparks ist vor allem von drei Komponenten abhängig: Der Strommenge, die aufgrund des vorhandenen Windsproduziert wird, dem Preis zu dem die erzeugte Energie verkauft werden kann und der technischen Verfügbarkeit der Anlagen.Der Verkaufspreis für den durch den Wind produzierten Strom ist durch die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung in Frankreich für15 Jahre festgelegt. Auch die technische Verfügbarkeit kann über den selben Zeitraum mittels Versicherungen und Vollwartungsverträgenweitestgehend abgesichert werden. Für beide Faktoren herrscht damit von Anfang an eine hohe Planungssicherheit, wie sie bei kaumeiner anderen Anlageklasse zu finden ist.Die entscheidende Komponente für die Wirtschaftlichkeit einer Investition in Windkraftanlagen ist daher die Menge an Strom, dieproduziert werden soll. Diese richtet sich nach dem jährlichen Windaufkommen. Ertragsgutachten unabhängiger Ingenieurbüros gebenfür jedes Projekt eine individuell angefertigte Prognose ab. Das ist wichtig, denn nach dieser Prognose richtet sich der Kaufpreis. Dochwie sicher sind diese Annahmen?Um das durchschnittliche Windaufkommen an einem Standort vorherzusagen weiß man heute, dass es dazu eines Betrachtungszeitraumsvon mindestens 30 Jahren bedarf. Der Grund: Wind schwankt im Gegensatz zur Einstrahlung der Sonne stärker,so dass zwei oder drei deutlich vom langjährigen Mittel abweichende Windjahre in Folge das Bild auf einen Betrachtungszeitraum vonnur zehn Jahren stark verzerren können. Zwischen den Jahren 1975 und 2008 wurden in Deutschland, alle Regionen zusammengefasst,immer mindestens 80 Prozent des durchschnittlichen Windaufkommens erreicht:Windgeschwindigkeiten in Deutschland von 1975 bis 2008130 %120 %Index110 %100 %90 %80 %70 %2000 20121975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008Quelle: www.anemos.deDie Kalkulationen der Ertragsgutachten, die bis zum Jahr 2003 erstellt wurden, basierten meist nur auf den historischen Winddaten vonzehn Jahren. Ein Fehler, wie sich herausstellte: Denn die Windjahre 1990 bis 2000 lagen vom Windaufkommen fast 10 Prozent überdem langjährigen Mittelwert. Die Basis der Kalkulation war demnach zu hoch. Da die Jahre von 2000 bis 2010 fast 10 Prozent wenigerWindaufkommen aufwiesen als der langjährige Durchschnitt, konnten die erwarteten Strommengen nicht wie geplant erwirtschaftetwerden.Heutige Ertragsgutachten liegen in ihren Erwartungswerten daher deutlich unter den Zahlen noch vor 10 oder 15 Jahren und bietendurch ihre konservativen Annahmen Investoren eine entsprechende Planungssicherheit.Ausgehend vom erwarteten Gesamtertrag des Windparks nach Abschattungsverlusten durch das Ingenieurbüros DEWI von 54.1 Gwh/Jahr können Zins und Tilgung auch dann noch bezahlt werden, wenn das Windaufkommen mindestens67 Prozent des langjährigen Mittels beträgt. Kann der Zinssatz noch unter der Prospektkalkulation von 3,25 Prozentfür das KfW-Darlehen sowie 4,5 Prozent für das Bankdarlehen fixiert werden, so würde sogar ein noch geringeres Windaufkommenausreichen.