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Due Diligence oder : Wie sorgfältig kann eine - DEWI

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DEWI Magazin Nr. 20, Februar 2002
Due Diligence oder : Wie sorgfältig kann eine Sorgfältigkeitsprüfung sein?
Due Diligence or: How can risks related to wind farm financing be quantified?
Helmut Klug, DEWI
Bei der Planung und Finanzierung von Windparks
ist eine Prüfung der damit verbundenen Risiken
[1] unerlässlich. Banken, Investoren oder Projektentwickler schalten dazu unabhängige Experten
ein, die alle Aspekte der Windparkplanung auf
ihre finanziellen Risiken hin analysieren, angefangen bei der Standortwahl und der zugehörigen
Windmessung, der Windparkauslegung, der Lastannahmen unter Berücksichtigung der Abstände
der Anlagen, der Fundamentierung und der elektrischen Leitungsverluste, der Einhaltung der
Schallimmissionsrichtwerte, bis hin zu Betriebserfahrungen mit den geplanten Anlagentypen und
den Formulierungen in den Kaufverträgen bezüglich der Energieertragsgarantien. Die einzelnen
Risiken werden identifiziert, quantifiziert und
(wenn die Projektprüfung rechtzeitig durchgeführt
wird) minimiert. Durch die meist positiven Erfahrungen mit Windparkprojekten sollte man sich jedoch nicht verleiten lassen, die finanziellen Risiken zu unterschätzen. Oft wird davon ausgegangen, dass mit einem pauschalen Sicherheitsabschlag, z.B. in Höhe von 10 oder 20 % des berechneten Energieertrages die gesamte Risikopalette abgedeckt wird. Die vielen Einzelaspekte bei
der Risikoanalyse eines Projektes können sich jedoch leicht auf ein wesentlich höheres Gesamtrisiko aufaddieren.
Ich möchte im folgenden auf einige Punkte der
Projektprüfung näher eingehen, die bei der Windparkplanung oft zu unnötigen finanziellen Risiken
führen. Leider wird in Deutschland immer noch in
vielen Fällen auf eine Windmessung zur Minderung des finanziellen Risikos verzichtet. Es wird
damit argumentiert, eine Windmessung sei zu
teuer, dauere zu lange und sei sowieso überflüssig, wenn ein Windpark in der Nähe zur Plausibilisierung des Energieertrages herangezogen werden kann. Außerdem könne man ja, wenn WASP
in etwas komplexeren Gelände nicht mehr zur
Windprognose geeignet ist, auf andere Strömungsmodelle zurückgreifen, die im komplexen
Gelände den Wind auf 1 % genau berechnen
könnten.
Eine einjährige Windmessung in 80 m Höhe nach
IEA [2], mit nach MEASNET kalibrierten Anemometern bzw. eine Windmessung in 50 m Höhe,
verbunden mit einer Kurzzeit-SODAR-Messkampagne zur Erfassung des Windprofils bis zu einer
Höhe von 150 m Höhe [3], kostet etwa 0,1 Prozent (!) des Investitionsvolumens eines mittelgroßen Windparks. Schon nach wenigen Monaten
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In the planning and financing stage of a wind farm
project a risk assessment [1] is required quantifying all risks related to the wind farm financing (due
diligence). Banks, owners or investors contract
independent experts, who analyse all aspects of
the wind farm planning and their related financial
risks. Such risks are site assessment including
wind speed measurements, wind farm layout, load
spectra and lifetime of the components (related to
the distances between the turbines), the foundation requirements, the electrical losses, noise limits, experience with the planned type of turbines
and the contractual issues dealing with energy
production warranties. The risks will be identified,
quantified and minimised (if possible and if the
time schedule allows to do so). The fact that most
wind energy projects run very well should not
cause financiers to underestimate the financial
risks. Not necessarily in all cases does a safety
margin in the range of 10 to 20 percent in terms of
energy production cover the whole range of financial risks, especially if high quality wind speed
measurements are missing.
I will now give some examples which show that
sometimes easily avoidable risks are taken. For
example some developers still believe that a wind
farm project can be realised without any wind
speed measurement. The arguments are: wind
speed measurements are too expensive, time
consuming and anyway not necessary if neighbouring wind farms allow some kind of verification
of the predicted annual energy production. Also
different flow models appear on the market which
are supposed to be suitable for complex terrain as
well as for large hub heights in flat terrain.
Although these models are not verified for different types of complex terrain some developers
assume that they can predict the wind potential
with an accuracy in the range of 1 percent in terms
of wind speeds.
The costs for a wind speed measurement at 80 m
height according to the IEA recommendations [2]
with MEASNET calibrated anemometers , alternatively a wind speed measurement at 50 m height
in combination with a SODAR measurement campaign in order to determine the wind profile up to
a height of 150 m [3], are in the range of 0.1 percent (!) of the total investment cost of a medium
sized wind farm. We have shown that already after
a few months highly developed correlation procedures [4] allow a long term assessment of the
wind potential. Using a wind index only instead of
DEWI Magazin Nr. 20, Februar 2002
kann man mit neu entwickelten Korrelationsverfahren [4] auf die Langzeitwindverhältnisse am
Standort schließen. Windindices oder Ertragsindices sind wesentlich ungenauer als Windmessungen. Plausibilisiert man die Energieerträge durch
Energieerträge benachbarter Windparks, nimmt
man große Unsicherheiten dadurch in Kauf, dass
die Nabenhöhen der über längere Zeit existierenden Windparks oft wesentlich niedriger sind, die
Verfügbarkeiten nicht mit ausreichender Genauigkeit bekannt sind und die Unsicherheiten der Leistungskurven der Anlagen in der Nähe mit in das
finanzielle Risiko einfließen. Es ist bisher kein
Strömungsmodell bekannt, das selbst in leicht
komplexem Gelände die Windverhältnisse in
größeren Höhen mit ausreichender Genauigkeit
berechnen kann. Es reicht nicht aus, wenn ein
Modell in Einzelfällen zu guten Ergebnissen kommt. Ein Strömungsmodell hält nur dann einer Verifizierung stand, wenn es in einem Ringversuch, in
dem die Ergebnisse dem Anwender nicht bekannt
sind, in der Lage ist, in unterschiedlichen Geländestrukturen von einem Windmessmaststandort
auf einen anderen zu schließen. Das DEWI ist im
Moment dabei, einen solchen Ringversuch zu organisieren, bei dem unterschiedliche Strömungsmodelle auf ihre Anwendbarkeit in der Windenergie getestet werden. Eine Windmessung direkt
am Standort reduziert das finanzielle Risiko in
jedem Fall um ein Vielfaches.
Ein weiteres Risikopotenzial besteht in der für die
Ertragsberechnungen zugrundegelegten Leistungskurve. Mit einer theoretischen Leistungskurve gibt sich zwar kaum noch ein Projektplaner
zufrieden, aber auch gemessene Leistungskurven
haben ihre Tücken. Dass es durch unterschiedliche Anemometertypen im wesentlichen zwei
Klassen von Leistungskurven gibt, die sich im
Energieertrag um etwa 5 % unterscheiden [5] ist
inzwischen auch bekannt, wird aber beim Vergleich zweier Anlagentypen oft nicht ausreichend
berücksichtigt, so dass eher Äpfel mit Birnen verglichen werden. Bei der Projektprüfung wird deshalb beim DEWI der gesamte Messbericht der
Leistungskurvenmessung herangezogen und
nicht nur der „Auszug aus dem Prüfbericht“, da
nur anhand des Messberichtes die Qualität, eventuelle Besonderheiten und die Unsicherheit (bis
hin zu eventuellen Abweichungen von den Normen) der Leistungskurve beurteilt werden kann.
Aus dem Messbericht können des weiteren Besonderheiten der vermessenen Leistungskurve
(z. B. die Verwendung von Vortex-Generatoren
oder Stallstrips, Blatteinstell- und Drehzahlverhalten, Turbulenzintensität während der Vermessung) und die Übertragbarkeit auf den geplanten
Standort (z.B. niedrige Luftdichte, häufige Vereisung, hohe Turbulenz) bewertet werden.
wind speed measurements in order to verify predicted energy productions cause high uncertainties. The reason for this are the different hub
heights of the turbines planned and the turbines
used for verification and the uncertainties related
to the power curves of the turbines used for verification. DEWI is preparing a Round Robin Test of
flow models where these models are verified by
means of wind speed measurements performed
by DEWI in complex terrain. The models have to
calculate from a wind speed measurement at a
certain location to another one at a distance of
several thousand meters. The predictions
obtained from different flow models are then compared to the measurement results and the resulting uncertainties are quantified for each flow
model. In any circumstances high quality wind
speed measurements are reducing the uncertainties which directly transfer into financial risks significantly. Another source of financial risks are the
uncertainties related to different types of
anemometers which behave differently in the turbulent wind field even if they are calibrated
according to MEASNET [5]. The due diligence
work includes the check of the power curve of the
planned wind turbines. At DEWI the whole power
performance measurement report is reviewed in
order to quantify the uncertainties of the power
curve measurement and the possible deviation of
the measurement to the relevant standards. Site
specific influences on the power curve like air
density, icing, and turbulence intensity are considered as well.
A crucial point for the economy of a wind farm are
the contractual issues dealing with energy production warranties. These performance warranties guarantee that the turbines produce the
energy expected from the existing wind conditions. In terms of risk management or risk assessment the difficulty lies in the split of the risk 'wind
conditions' normally taken by the owner and the
risk 'wind farm performance' or 'individual turbine
performance' normally taken by the manufacturer.
Another difficulty is which measurement procedure can be used for the verification of the guaranteed performance and which terms of payment
can be agreed upon if the verification shows that
the turbines don't pass the acceptance test. An
IEC working group is working on a standard in
which the wind farm will be treated as a single
power station and a method is proposed for testing the performance of a complete wind farm in
relation to a reference point (location of a met
mast) or several reference points. This warranty
covers in a simple way the verification of the performance testing of individual wind turbines, micro
siting, wind farm efficiency and availability of the
turbines. On the other hand the balance in the risk
9
DEWI Magazin Nr. 20, Februar 2002
Auch die Gewährleistungen der Hersteller bezüglich der Leistungskurven können sich so
stark unterscheiden, dass ein Anlagentyp mit
einem rechnerisch etwas geringeren Energieertrag ein geringeres finanzielles Risiko aufweist als ein anderer Anlagentyp, bei dem sich
zwar rechnerisch ein höherer Energieertrag, im
Gewährleistungsfall sich jedoch ein geringerer
„garantierter“ Energieertrag ergibt. Meist ist die
Gewährleistung des Energieertrages des gesamten Windparkes in Relation zu einem
Messmaststandort mit wesentlich geringeren
Risiken (und Nachweiskosten) verbunden als
die (aufwendig nachzumessende) Gewährleistung einzelner Leistungskurven aller Anlagen
des Windparkes. Das IEC Leistungskurvengremium arbeitet zur Zeit an einer Norm zu
diesem Garantieverfahren bei dem nicht mehr
zwischen der Garantie einzelner Leistungskurven und der Garantie der Verfügbarkeit unterschieden wird. Es wird über einen begrenzten
Zeitraum (z.B. 3 Monate) die Windrichtungsverteilung mit Hilfe eines Messmastes in der
Nähe des Windparkes gemessen. Im Kaufvertrag werden für den geplanten Windpark sogenannte Windparkleistungskurven für jeden
Windrichtungssektor vertraglich verankert.
Diese Windparkleistungskurven beinhalten neben der Leistungskurve des geplanten Anlagentyps sowohl die Unterschiede zwischen der
Windgeschwindigkeit am Messmaststandort
und der Windgeschwindigkeit an jedem einzelnen Anlagenstandort als auch den richtungsabhängigen Parkwirkungsgrad sowie die elektrischen Leitungsverluste bis zum Netzanschlußpunkt. Nach Ablauf des Messzeitraums
wird die gemessene Windverteilung mit den
windrichtungsabhängigen Leistungskurven
multipliziert und ein Sollenergieertrag ermittelt.
Dieser wird mit dem tatsächlichen Energieertrag laut EVU-Zähler verglichen und bei Unterschreiten einer verhandelten Toleranz x sind
entsprechende Ausgleichszahlungen fällig.
Auch wenn die Projektprüfung in der Regel
erst bei der anstehenden Finanzierung durchgeführt wird, sollten schon bei der Auswahl der
Anlagen die Gewährleistungsmodalitäten verhandelt und eine Windmessung rechtzeitig in
Angriff genommen werden, um das spätere
finanzielle Risiko auf ein Minimum zu beschränken.
10
management is shifted partially from the owner to
the manufacturer or to the developer of the wind
farm (depending on the contract). Although the due
diligence work is performed usually at the end of the
planning stage when the financing of the wind farm
is processed: the energy production warranties
should already be clarified with the manufacturers at
an early stage in the negotiations and a (or several)
highly qualified wind speed measurement has to be
started in time in order to minimise the financial risk
of a wind farm.
References
[1] H. Klug, M. Strack: Technical Risks related to Wind
Farm Financing; Proceedings of Windpower 2001,
Washington, 2001.
[2] IEA Recommendation 11: Wind Speed Measurement and Use of Cup Anemometry, 1. Edition,
1999.
[3] Mellinghoff, Albers, Klug: SODAR Measurements
in Complex Terrain; Proceedings of the German
Wind Energy Conference, DEWEK 2000, 116- 119;
Wilhelmshaven.
[4] Cup Anemometry in Wind Engineering, Struggle for
Improvement, A. Albers, H. Klug, D. Westermann,
DEWI Magazin 18, 17- 28, 2001. Available on
http://www.dewi.de.
[5] V. Riedel, M. Strack, H.P. Waldl: Robust
Approximation of functional Relationships between
Meteorological Data: Alternative MeasureCorrelate-Predict Algorithms. Proceedings EWEC
2001, 806-809, Copenhagen.
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