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

...