Alexander Wagner
Bewertung und Finanzierung von Erneuerbaren Energieprojekten
Möglichkeiten und Herausforderungen
ISBN: 978-3-8366-3638-4
Herstellung: Diplomica® Verlag GmbH, Hamburg, 2009
Zugl. Hochschule für Wirtschaft und Recht Berlin, Berlin, Deutschland, Bachelorarbeit,
2009
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© Diplomica Verlag GmbH
http://www.diplomica.de, Hamburg 2009
i
Inhaltsverzeichnis
1
Bedeutung der erneuerbaren Energien
... 1
2
Marktentwicklung und Fördermechanismen
... 3
2.1
Marktentwicklung
...3
2.2
Fördermechanismen
...4
3
Bewertung von erneuerbaren Energieprojekten
... 7
3.1
Statische Bewertungsverfahren
...7
3.2
Dynamische Bewertungsverfahren
...8
3.2.1
Discounted Cashflow-Methode ... 11
3.3
Die DCF-Methode als Instrument zur Bewertung erneuerbarer
Energieprojekte
... 16
3.3.1
Kritik der DCF-Methode ... 20
3.4
Anwendung der Realoptionstheorie auf erneuerbare
Energieprojekte
... 22
4
Finanzierung von erneuerbaren Energieprojekten
... 26
4.1
Weltweite Entwicklung des Finanzierungsmarktes
... 27
4.2
Finanzierungsformen
... 28
4.3
Leasing
... 29
4.4
Fonds-Modell
... 30
4.5
Projektfinanzierung
... 31
4.5.1
Idee der Projektfinanzierung ... 31
4.5.2
Phasen und Projektbeteiligte ... 33
4.5.3
Projektfinanzierung aus Sicht der Eigen- und
Fremdkapitalgeber ... 34
4.5.4
Finanzierungsstruktur im Allgemeinen ... 36
4.5.5
Finanzierungsusancen der erneuerbaren Energiebranche ... 38
4.5.6
Sensitivitätsanalyse, DSCR und weitere Financial
Covenants ... 40
4.5.7
Risikomanagement ... 44
4.5.8
Nachteile der Projektfinanzierung ... 48
4.6
Ausblick auf den Finanzierungsmarkt
... 50
5
Zusammenfassung der Ergebnisse
... 52
6
Literaturverzeichnis
... 55
ii
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1: Regenerative Erzeugungskapazitäten in Deutschland
4
Abb. 2: Technologieabhängige Vergütung gemäß EEG im
Überblick
5
Abb. 3: Ermittlung des freien Cashflow
12
Abb. 4: Weltweites Finanzierungsvolumen für die Asset-
Finanzierung von erneuerbaren Energieprojekten
27
Abb. 5: Asset-Finanzierung in 2008 nach Zielbranche
28
Abb. 6: Kapitaleinsatz bei Projektfinanzierungen
34
Abb. 7: Sensitivitäten der DSCR
41
Abb. 8: Periodendarstellung der DSCR
43
Abb. 9: Angekündigte Investitionen im Bereich erneuerbare
Energien innerhalb staatlicher Konjunkturprogramme
50
iii
Abkürzungsverzeichnis
Abs.
Absatz
APV
Adjusted Present Value
c.p.
ceteris paribus
CAPM
Capital Asset Pricing Model
ECCP
European Climate Change Programme
EBIT
Earnings Before Interest and Taxes
EEG
Erneuerbare Energien Gesetz
EU
Europäische Union
DCF
Discounted Cashflow
DSCR
Debt Service Coverage Ratio
f.
folgende
ff.
fort folgende
FCF
Free Cashflow
FIDEME
Fonds d'Intervention pour l'Environnement et la Maitrise de
l'Energie
FTE
Flow to Equity
GW
Gigawatt
IRR
Internal Rate of Return
ITC
Investment Tax Credit
kWh
Kilowattstunde
Mrd.
Milliarden
NOPLAT
Net Operating Profit Less Adjusted Taxes
PTC
Production Tax Credit
S.
Seite
Sowalfin
Société Wallonne de Financement et de Garantie des Petites
et Moyennes Entreprises
StrEinspG
Stromeinspeisegesetz
TCF
Total Cashflow
WACC
Weighted Average Cost of Capital
z.B.
zum Beispiel
1
1
Bedeutung der erneuerbaren Energien
Seit einigen Jahren haben neue Erkenntnisse zu den Ursachen und
Wirkungen des globalen Klimawandels zu einem politischen und
gesellschaftlichen Umdenken im Bereich der Energieerzeugung und
-effizienz geführt. Gewinner dieses Wandels sind vor allem regenerative
Energieerzeugungssysteme,
die
statt
fossiler
Energieträger
nachwachsende Rohstoffe und sich erneuernde Energiequellen zur
Wärme- und Stromerzeugung nutzen. Da dieser Ausbau der erneuerbaren
Energien den marktwirtschaftlichen Anforderungen in den jeweiligen
Volkswirtschaften genügen muss, beschäftigt sich die vorliegende Arbeit
mit den Möglichkeiten und Herausforderungen der Bewertung und
Finanzierung von erneuerbaren Energieprojekten. Dabei soll zunächst auf
die
bisherige
und
prognostizierte
Marktentwicklung
der
Erzeugungskapazitäten eingegangen sowie die politischen Unterstütz-
ungsmechanismen skizziert werden, bevor traditionelle und moderne
Ansätze zur Bewertung dargestellt werden. Der zweite Teil der Arbeit
beschäftigt sich mit den Finanzierungsmöglichkeiten derartiger Projekte,
wobei ein klarer Fokus auf die Projektfinanzierung gelegt wird, da diese
Finanzierungsform bei kommerziellen Projekten am häufigsten
eingesetzt wird. Zuletzt werden die zukünftig zu erwartenden
Veränderungen diskutiert und die Auswirkungen der derzeitigen
Wirtschafts- und Finanzkrise auf die weitere Entwicklung der
erneuerbaren Energien thematisiert.
Aufgrund der Komplexität des Themas und der unterschiedlichen
Fördermechanismen weltweit, muss zunächst eine geographische
Eingrenzung vorgenommen werden. Die vorliegende Arbeit konzentriert
sich auf Volkswirtschaften, die zur Förderung des Ausbaus erneuerbarer
Energien ein System der fixen Einspeisevergütung (Feed-In Tariff)
verwenden, da die Art der Förderung einen ganz erheblichen Einfluss auf
die Bewertung und Finanzierung der jeweiligen Projekte hat. Der
geographische Fokus liegt insbesondere auf Deutschland und den in
2
Deutschland
herrschenden
gesetzlichen
Regelungen.
Weitere
Fördersysteme wie die Quotenregelung oder Steueranreize werden im
Rahmen der Darstellung des deutschen Fördersystems kurz erläutert.
Desweiteren muss der Begriff der erneuerbaren Energien (im Folgenden
werden erneuerbar und regenerativ synonym verwendet) zu anderen
Energieerzeugungssystemen
abgegrenzt
werden.
Wichtigstes
Unterscheidungsmerkmal ist hierbei die Art der Ressource, die zur
Energieerzeugung verwendet wird. Handelt es sich um erschöpfliche
fossile Brennstoffe wie beispielsweise Kohle, Gas, Uran oder Erdöl, wird
von konventionellen Energieträgern gesprochen. Werden hingegen
nachwachsende Rohstoffe wie Mais, Soja, Algen, Bioabfälle oder
unerschöpfliche Ressourcen wie Wind, Sonne, Erdwärme und Wasser
verwendet, so wird von erneuerbaren Energieträgern gesprochen. Die
bekanntesten Formen sind Bio- und Solarenergie, Wind- und Wasserkraft
sowie die Geothermie, wobei diese weiter unterteilt werden können.
Im Falle der Bioenergie unterscheidet man zwischen sofort verbrannter
Biomasse (z.B. Stroh, Holz) und später verbranntem, im Prozess der
Gärung entstandenen, Biogas. Die Solarenergie unterteilt sich in die
Photovoltaik, die durch Nutzung des photoelektrischen Effektes
Sonnenenergie in Strom wandelt und die Solarthermie, die das
Sonnenlicht zur Erhitzung flüssiger Substanzen verwendet, welche
anschließend eine Turbine antreiben oder als Wärmeenergie genutzt
werden. Bei der Windkraft erfolgt die Unterscheidung nach dem Standort
der Anlagen in Onshore-Wind (auf dem Festland) und Offshore-Wind
(im
Meer).
Die
Wasserkraft
wiederum
nutzt
laufende
(Laufwasserkraftwerke) oder stehende (Pumpspeicherkraftwerke)
Gewässer, die eine Turbine antreiben und dadurch Strom erzeugen.
Neuere Technologien, die ebenfalls die Wasserkraft als Ressource
verwenden, sind die Wellen- und Gezeitenenergie.
Aufgrund der Reife des Marktes und der Zahl der Marktakteure
konzentriert sich die Analyse auf die drei Stromerzeugungssysteme
Solarenergie, Windkraft und Bioenergie. Obwohl sowohl die traditionelle
3
Wasserkraft (z.B. in Norwegen) als auch die Geothermie (z.B. in Island)
ebenfalls ausgereifte Technologien sind, weisen sie einige spezielle
Merkmale auf, die eine Analyse erschweren. So werden Wasserkraft- und
Geothermieprojekte
fast
ausschließlich
von
Energieversorgern
durchgeführt, welche die Finanzierung über den internen Cashflow
realisieren. Finanzinvestoren oder Fondsmodelle spielen in diesem
Bereich praktisch keine Rolle. Die Wellen- und Gezeitenenergie
hingegen befindet sich noch in einer frühen Entwicklungsphase und kann
daher keinen verwertbaren Track Record vorweisen.
Nachfolgend sollen nun die Marktentwicklung dargestellt und die
Fördermechanismen erläutert werden.
2 Marktentwicklung und Fördermechanismen
2.1 Marktentwicklung
Vor allem in Europa haben sich die Erzeugungskapazitäten im Bereich
der regenerativen Energien in den letzten Jahren vervielfacht. Im Jahr
2006 betrug der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
in der EU-27 14,6 % (Deutschland: 12 %).
1
Das europaweite Ziel von
21 % bis 2010 erfordert jedoch einen weiteren erheblichen Ausbau der
Kapazitäten. Allein für Deutschland wird mit Investitionen in den Jahren
2007 bis 2010 von durchschnittlich acht Milliarden Euro pro Jahr
gerechnet.
2
Dies impliziert auch einen erheblichen Finanzierungsbedarf
und unterstreicht die Bedeutung des Themas. Auch in anderen Regionen
wie Asien, Nordamerika und Australien werden zunehmend regenerative
Erzeugungssysteme eingesetzt. Die politischen Ziele sind dort allerdings
weniger klar formuliert und Statistiken schwieriger erhältlich.
Abbildung 1 macht deutlich für welche Technologien in Deutschland das
größte Wachstum zu erwarten ist. Während sich das Wachstum bei der
Onshore-Windtechnologie in den kommenden Jahren abkühlt, werden
1
Vgl. European Commission (2009), S. 41.
2
Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2008), S. 38.
4
sich die Offshore-Windtechnologie und die Photovoltaik dynamisch
entwickeln. Für Biomasse und Geothermie hingegen wird ein eher
moderates Wachstum erwartet.
Abb. 1: Regenerative Erzeugungskapazitäten in Deutschland (in GW)
3
2.2 Fördermechanismen
Der Ausbau der erneuerbaren Energien hängt ganz erheblich von den
Fördermechanismen in den jeweiligen Ländern ab, da sie in weiten
Teilen noch nicht wettbewerbsfähig sind. Mit der Unterzeichnung des
Kyoto-Protokolls auf internationaler und dem Europäischen Programm
für Klimaschutz (ECCP) auf europäischer Ebene haben weltweit 183
Nationalstaaten ihren politischen Willen signalisiert den Klimawandel zu
begrenzen.
4
Insbesondere die Europäische Union hat sich ambitionierte
Ziele bei der Reduktion der Treibhausgase gesetzt. So sollen bis zum
Jahr 2020 zwanzig Prozent weniger Treibhausgase emittiert werden als
im Vergleichsjahr 1990. Die Ziele sehen unter anderem die
Bereitstellung von zwanzig Prozent des Endenergieverbrauchs aus
erneuerbaren Energien vor, was einen erheblichen Ausbau der
Kapazitäten erfordert. Da dieser Ausbau der Erzeugungskapazitäten auf
privatwirtschaftlicher Ebene erfolgen soll, sind von den Ländern
unterschiedliche Anreizsysteme entwickelt worden, die Investitionen
attraktiv machen sollen. Nachstehend sei hier das deutsche Fördersystem
näher erläutert, welches als repräsentativ für andere Systeme basierend
3
In Anlehnung an: Deutsche Energie-Agentur (2008), S.10.
4
Vgl. Ketterer/Lippelt/Schaber (2008), S. 30 f.
0
20
40
60
80
100
120
2005
2010
2015
2020
2030
Geothermie
Photovoltaik
Biomasse
Wind Offshore
Wind Onshore
Wasser (ohne Pumpspeicher)
5
auf einer fixen Einspeisevergütung angesehen werden kann. Ferner wird
die Funktionsweise der zwei wichtigsten anderen Fördersysteme, der
Quotenregelung und steuerliche Anreize, kurz erläutert.
In Deutschland ist die fixe Einspeisevergütung seit 1990 (StrEinspG)
geregelt. Im März 2000 wurde das Gesetz angepasst und ist in das
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) überführt worden. Demnach wird
jede eingespeiste Kilowattstunde, abhängig von der eingesetzten
Technologie, mit einem festgesetzten Betrag vergütet. Die Vergütung
setzt sich dabei aus einer Grundvergütung und einer leistungs- und
standortabhängigen Komponente zusammen. Neben der Höhe sind auch
die Dauer des Vergütungsanspruchs sowie der Netzanschluss und die
bevorzugte Abnahme des erzeugten Stroms geregelt.
5
Aufgrund von
technologischem Fortschritt, Lernkurven und Skaleneffekten hat der
Gesetzgeber eine technologieabhängige jährliche Degression festgesetzt,
die jeweils für neu an das Stromnetz angeschlossene Anlagen gilt. Daher
ist der Zeitpunkt der Inbetriebnahme einer Anlage für die Höhe des
Vergütungsanspruchs von ganz entscheidender Bedeutung. Abbildung 2
gibt einen Überblick über die derzeitigen gesetzlichen Regelungen
gemäß EEG.
Abb. 2: Technologieabhängige Vergütung gemäß EEG im Überblick
6
* abhängig von der tatsächlich erzeugten Strommenge gem. § 29 EEG
** abhängig von der tatsächlich installierten Kapazität gem. § 20 Abs. 2a EEG
5
Vgl. § 5 Abs. 1 EEG
6
Vgl. Erneuerbare Energien Gesetz (2009); eigene Darstellung.
Technologie
Vergütung 2009
(in EUR Cent/kWh)
Vergütungsdauer
(in Jahren)
Degression
2010 (in %)
Wasser > 5 MW gem. § 23 EEG
3,5-6,32
15
1,0 %
Deponiegas gem. § 24 EEG
6,16-9,0
20
1,5 %
Klärgas gem. § 25 EEG
6,16-7,11
20
1,5 %
Grubengas gem. § 26 EEG
4,16-7,16
20
1,5 %
Biomasse gem. § 27 EEG
7,79-11,67
20
1,0 %
Geothermie gem. § 28 EEG
14,5-20
20
1,0 %
Wind Onshore gem. § 29 EEG
5,02-9,2*
20
1,0 %
Solarenergie gem. § 32 EEG
31,94
20
10,0 %**
6
Neben dem System der fixen Einspeisevergütung gibt es weitere
Möglichkeiten den Ausbau erneuerbarer Energie zu fördern. Bei der
Quotenregelung, wie sie zum Beispiel in Dänemark zum Einsatz kommt,
wird
den
Energieversorgungsunternehmen
vom
Gesetzgeber
vorgeschrieben, dass ein bestimmter Anteil der Stromerzeugung aus
regenerativen Energiequellen stammen muss. Erreicht ein Versorger
nicht die geforderte Quote, muss er am Markt Emissionsrechte bzw.
Zertifikate erwerben, deren Preis sich an Angebot und Nachfrage
orientieren. Unternehmen, die Strom aus erneuerbaren Energien
produzieren, erhalten hingegen Zertifikate, welche sie am Markt
veräußern können.
Als
weiteres
Förderungsmodell
können
steuerliche
Anreize
verschiedenartig ausgestaltet sein. In den USA beispielsweise erhalten
Unternehmen, die Strom aus erneuerbarer Energie erzeugen, einen
Steuerbonus (Tax Credit), welcher festlegt, dass ein bestimmter Anteil
des Gewinns steuerfrei bleibt. Der Bonus greift jedoch nur, wenn das
Unternehmen einen entsprechend hohen zu versteuernden Gewinn
ausweist.
Über die Effektivität der verschiedenen Anreizsysteme herrscht in der
Wissenschaft Uneinigkeit, allerdings ist allen gemein, dass sie in einem
auf Erzeugungs-, Handels- und Vertriebsebene weitgehend liberalisierten
Strommarkt eingreifen und zu Marktverzerrungen führen.
7
Dies gilt vor
allem für das deutsche Fördersystem, da ein fixer Vergütungsanspruch
eine
freie
Preisfindung
verhindert
und
die
bevorzugte
Abnahmeverpflichtung für Strom aus erneuerbarer Energie das
Absatzrisiko praktisch eliminiert. Im Rahmen der Analyse verschiedener
Bewertungsmethoden soll diese Problematik noch einmal diskutiert
werden.
7
Vgl. Wawer (2007) zur vertieften Analyse der verschiedenen Anreizssysteme.
7
3 Bewertung von erneuerbaren Energieprojekten
Der Bewertung von erneuerbaren Energieprojekten kommt im Rahmen
einer Projektprüfung die wichtigste Rolle zu. Stellt sich ein Projekt als
unwirtschaftlich heraus wird es keine Investoren geben, die bereit wären
Eigenkapital zur Verfügung zu stellen. Außerdem beeinflusst die
Bewertung die Finanzierbarkeit mit Fremdkapital, da errechnet wird, wie
eine optimale Finanzierungsstruktur, basierend auf der Fähigkeit des
Unternehmens Fremdmittel aufzunehmen, aussehen könnte. Die
Bewertung hat daher Auswirkungen auf die Finanzierung und umgekehrt,
weshalb beide Themen in dieser Arbeit Berücksichtigung finden. Nicht
einbezogen werden allerdings Effekte, die bei der Integration
erneuerbarer Energien in den Kraftwerkspark entstehen. Dies können
neben der Optimierung des Kraftwerkseinsatzes vor allem
öffentlichkeitswirksame Effekte wie eine positive Außendarstellung von
Energieversorgern und damit einhergehend die Erweiterung und
Sicherung der Kundenbasis sein.
Nachfolgend werden Vor- und Nachteile statischer als auch dynamischer
Bewertungsmethoden vorgestellt und anschließend die Kapitalwert-
methode bzw. als Spezialfall dieser die Discounted Cashflow-Methode
detailliert dargestellt.
3.1 Statische Bewertungsverfahren
Statische Bewertungsverfahren orientieren sich an kurzfristigen
Erfolgsgrößen wie Gewinn oder Kosten und betrachten lediglich eine
Durchschnittsperiode eines über potentiell mehrere Perioden laufenden
Projektes. Sie vernachlässigen dabei, dass sich die Kapitalbindungsdauer,
Absatzmengen, Kapitalkosten etc. über den Zeitablauf verändern und
unterstellen somit implizit, dass eine Investition unter Sicherheit getätigt
wird. Problematisch bei derartigen Investitionsrechenverfahren sind auch
der Vergleich von Projekten mit unterschiedlichen Investitionssummen
(Wiederanlage der Differenzbeträge), das Auftreten von einmaligen
8
Erlösen während der Laufzeit (Verteilung der Beträge über die Laufzeit)
sowie die Berücksichtigung von Flexibilität (Realoptionen). Zudem
berücksichtigen sie nicht die Zeitpräferenzen wirtschaftender Individuen
und verzichten damit auf die Einbeziehung der Erkenntnisse der
modernen Kapitalmarkttheorie.
Trotz dieser und weiterer Beschränkungen werden statische
Investitionsrechenverfahren in der Praxis weiterhin verwendet, da sie
vergleichsweise einfach zu handhaben und oft weniger komplex sind als
dynamische Verfahren.
8
Die bekanntesten statischen Verfahren sind die
Kostenvergleichsrechnung,
die
Gewinnvergleichsrechnung,
die
Rentabilitätsrechnung und die Amortisationsrechnung. Aufgrund der
begrenzten Fähigkeit dieser Verfahren die Realität hinreichend korrekt
abzubilden, wird hier nicht weiter auf sie eingegangen. Stattdessen sollen
im
Folgenden
die
dynamischen
Investitionsrechenverfahren,
insbesondere die Discounted Cashflow-Methode, näher betrachtet
werden.
3.2 Dynamische Bewertungsverfahren
Dynamische Bewertungsverfahren orientieren sich im Gegensatz zu
statischen Verfahren nicht an Buchungsgrößen wie Kosten und Erlösen,
sondern an Zahlungsströmen (Cashflows). Größter Vorteil dabei ist die
Einbeziehung der Zeitpräferenzen wirtschaftender Individuen. Dies
geschieht durch die Diskontierung der Zahlungsströme über die gesamte
Laufzeit einer Investition (Barwertkalkül). Die Anwendung dynamischer
Investitionsrechenverfahren impliziert einige Voraussetzungen, die bei
ihrer Erläuterung berücksichtigt werden müssen und nun kurz dargestellt
werden.
Wichtigste Annahme ist das Vorhandensein eines vollkommenen
Kapitalmarktes, in welchem homogene Erwartungen der Marktteil-
nehmer herrschen, sich sämtliche Akteure rational verhalten, Soll- und
8
Vgl. Adam (2000), S. 106.
9
Habenzinssätze übereinstimmen, Kapital in unbegrenzter Menge zur
Verfügung steht und keine Transaktionskosten anfallen.
9
Die
Konsequenz dieses Annahmebündels ist ein Kapitalmarkt im
Gleichgewicht, der keine Arbitragemöglichkeiten und somit keine
Übergewinne zulässt. In der Realität sind diese Voraussetzungen nur
eingeschränkt
erfüllt,
weshalb
auch
von
unvollkommenen
Kapitalmärkten gesprochen wird. Abweichungen entstehen durch die
begrenzte Verfügbarkeit von Kapital, sich im Zeitablauf ändernde und in
ihrer Höhe unterschiedliche Soll- und Habenzinssätze sowie die
Entstehung von Transaktionskosten bei sämtlichen Handlungen.
10
Die zwei wichtigsten dynamischen Bewertungsverfahren sind die interne
Zinsfußmethode
und
die
Kapitalwertmethode.
Die
interne
Zinsfußmethode (IRR-Methode) basiert auf der Annahme, dass die
interne Verzinsung eines Projektes mindestens die Kapitalkosten
erwirtschaften muss, um vorteilhaft zu sein. Anders gesagt, ist der interne
Zinsfuß der Diskontierunszinssatz mit dem der Kapitalwert eines
Projektes genau null wird (Nullstellenberechnung). Ein Projekt schafft
somit dann einen Wert, wenn der interne Zinsfuß höher ist als die dem
Risiko angepassten Kapitalkosten. Er errechnet sich wie folgt:
, wobei
.
NPV Net Present Value = Nettokapitalwert
I
Investitionssumme
T,t
Periodenindex
C
t
Cashflow der Periode
i
Interner Zinsfuß
Die Formel macht deutlich, dass sich die IRR im Falle mehrperiodiger
Projekte nur durch Interpolation berechnen lässt, da im Nenner Polynome
n-ten Grades auftreten. Der interne Zinsfuß ist daher immer ein
9
Vgl. Kruschwitz (2007), S. 38 ff.
10
Vgl. Adam (2000), S. 120 f.
10
Näherungswert, der umso genauer ausfällt, je häufiger die Interpolation
durchgeführt wird.
Der Vorteil dieser Methode ist die direkte Vergleichbarkeit der internen
Verzinsung mit den Erwartungen der Kapitalgeber. Es entstehen jedoch
auch einige Nachteile. So treten bei mehr als einem Vorzeichenwechsel
innerhalb der Perioden mehrere interne Zinssätze auf. Die Zahl der
internen Zinssätze entspricht dann der Zahl der Vorzeichenwechsel der
Cashflows, was die Entscheidungsfindung erschwert.
11
Weitere
Beschränkungen sind die Ignoranz der internen Zinsfußmethode
gegenüber der Höhe der Anfangsinvestitionen und die unrealistische
Unterstellung der jederzeit möglichen Wiederanlage überschüssiger
Zahlungsströme zum internen Zinsfuß. Desweiteren ist der scheinbare
Vorteil gegenüber der Kapitalwertmethode, die vergleichbaren
Kapitalkosten nicht errechnen zu müssen, in der Realität nicht
vorhanden. Denn auch der interne Zinsfuß muss zur Bestimmung der
Vorteilhaftigkeit eines Projektes mit den dem Risiko entsprechenden
Kapitalkosten verglichen werden, die dafür errechnet werden müssen.
Trotz dieser Nachteile ist der interne Zinsfuß ein wichtiges
Entscheidungskriterium für die Vorteilhaftigkeit eines Projektes und wird
im Rahmen von Finanzmodellen regelmäßig ermittelt.
Im
Gegenteil
zur
internen
Zinsfußmethode
kalkuliert
die
Kapitalwertmethode nicht den Diskontierungszinssatz, sondern gibt
diesen vor. Entscheidungskriterium ist der Kapitalwert, der sich aus der
Abzinsung der prognostizierten Cashflows mit dem vorgegebenen
Zinssatz ergibt und bei Vorteilhaftigkeit einer Investition größer null sein
muss.
12
Der Vorteil dieser Herangehensweise ist die eindeutige Lösung
von Entscheidungsproblemen unabhängig von der anfänglichen
Investitionshöhe oder dem Verlauf der Cashflows sowie die Betrachtung
mehrerer Perioden anstatt einer Durchschnittsperiode. Nachteilig sind die
subjektive Bestimmung des Diskontierungszinssatzes sowie eine
fehlende Rentabilitätsrechnung. Denn die Kapitalwertmethode sagt nur
11
Vgl. Brealey/Meyers/Allen (2006), S. 94.
12
Vgl. Formel auf S. 10.
Ende der Leseprobe aus 64 Seiten
- nach oben
Details
- Arbeit zitieren
- , 2009, Bewertung und Finanzierung von Erneuerbaren Energieprojekten, Hamburg, Bedey Media GmbH, https://www.diplom.de/document/227234
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