Schlussbericht
(Deutsch)
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Einer der entscheidenden Faktoren für die Erreichung der Ziele der Energiestrategie 2050 (ES2050) ist die ausreichende Bereitstellung von Kapital zur Finanzierung erneuerbarer Energie-Projekte. Da die Kosten erneuerbarer Energietechnologien, wie Windkraftanlagen, in den letzten Jahren deutlich zurückgegangen sind, wird die Wirtschaftlichkeit erneuerbarer Energie-Projekte zunehmend durch so genannte „Soft Costs“ bestimmt. Im vorliegenden Projekt standen zwei wesentliche Elemente dieser „Soft Costs“ im Vordergrund: die Prämie für politisches Risiko und die Kapitalkosten. Die Verringerung der „Soft Costs“ von Investitionen in erneuerbare Energien würde es ermöglichen, die Ziele der Energiestrategie mit niedrigeren gesellschaftlichen Kosten zu erreichen.
Im Hinblick auf das politische Risiko (WP1) konzentrierte sich dieses Projekt auf die Windenergie. Ziel war die Identifikation, Kategorisierung und Quantifizierung der verschiedenen Komponenten einer angemessenen Risikoprämie, um Investitionen in Schweizer Windenergieprojekte wirtschaftlich zu gestalten. Typische Komplikationen im Planungs- und Genehmigungsprozess können die Kosten eines durchschnittlichen Windprojekts um 13 bis 49% erhöhen. In einem Szenario mit relativ geringen Risiken reduziert dies die Rentabilität eines Windprojekts, während es in einem Hochrisikoszenario die Wirtschaftlichkeit der Investition insgesamt untergraben kann. Sollen politische Ziele auch in einem risikobehafteten Umfeld erreicht werden, stehen politische Entscheidungsträger vor der Wahl, entweder eine ausreichend hohe Risikoprämie zu zahlen oder – vorzugsweise – das Problem an der Wurzel zu packen und politische Risiken zu reduzieren. Das grösste Risiko, das von Windenergie-Investoren im aktuellen politischen Umfeld wahrgenommen wird, ist die Frage, ob derzeit in der Entwicklung befindliche Windprojekte dereinst in den Genuss von Einspeisevergütungen kommen werden. Eine zentrale Herausforderung stellt die Kombination aus langwierigen Genehmigungsverfahren und dem gemäss Energiestrategie 2050 vorgesehenen Auslaufen des heutigen Fördersystems nach 2022 dar. Dies könnte die Realisierung zahlreicher Windenergie-Investitionen gefährden.
Die zweite Komponente der „Soft Costs“, die Kapitalkosten, wurden im vorliegenden Projekt in zweierlei Hinsicht untersucht. Erstens (WP2) untersuchten wir den Entscheidungsprozess Schweizer Investoren im Hinblick auf in- versus ausländische Energieprojekte – dies im Hinblick darauf, dass die Verringerung des Kapitalabflusses ins Ausland die Kapitalverfügbarkeit für Schweizer erneuerbare Energie-Projekte verbessern könnte. Zweitens (WP3) untersuchten wir die Risiko-Rendite-Präferenzen bestehender und neuer Investoren in erneuerbare Energien, um herauszufinden ob und unter welchen Bedingungen der Einbezug institutioneller Investoren die Finanzierungskosten inländischer Projekte senken könnte.
Bezüglich der Entscheidung, im In- oder Ausland zu investieren, haben wir festgestellt, dass 70% des von Schweizer Investoren bereitgestellten Kapitals in Energieprojekte im Ausland fliesst, während nur 30% im Inland investiert werden. Basierend auf 20 Fallstudien von Schweizer Investitionen in Wind- und Gas-Kraftwerksprojekte (2004-2015) im In- und Ausland haben wir versucht zu beurteilen, ob diese Verteilung durch eine systematisch bessere finanzielle Performance der Auslandsinvestitionen gerechtfertigt ist. Es zeigt sich, dass die Renditeerwartungen für ausländische Gas- und Windprojekte höher waren als für inländische Projekte, eine Ex-Post-Analyse der getätigten Investitionen zeigt jedoch, dass die finanzielle Performance ausländischer Windkraftwerke nicht systematisch besser ist als jene inländischer Windkraftwerke, und dass die tatsächlich erzielten Renditen von Investitionen in Gaskraftwerke deutlich hinter denen von in- und ausländischen Investitionen in Windenergie zurückbleiben. Was würde angesichts dieser Datenlage wirtschaftlich rationale Investoren davon abhalten, grössere Beträge in inländische Projekte zu investieren? Eine Erklärung könnte die mangelnde Liquidität des Marktes für Investitionen in der Schweiz sein, während zum Beispiel viele schlüsselfertige Windenergie-Projekte in Frankreich oder Deutschland verfügbar sind. Die durchgeführten Interviews deuten zudem darauf hin, dass die Investoren in vielen Fällen keinen systematischen Vergleich zwischen in- und ausländischen Investitionen vornehmen. Während für ausländische Projekte eine quantitative Risikobewertung durchgeführt wird, verfolgen die Investoren bei der Beurteilung von Schweizer Projekten häufig einen qualitativen Ansatz. Desweiteren besteht ein Mangel an systematischen Vergleichen zwischen erwarteten und tatsächlichen Risiko-Rendite-Profilen der getätigten Energieinvestitionen.
Im Hinblick auf die potenzielle Rolle institutioneller Investoren bei der Finanzierung von Schweizer Energieprojekten lag der Fokus von WP3 auf Wasserkraftwerken. Auf der Grundlage von Wahlexperimenten mit Elektrizitätsversorgern und Pensionskassenmanagern untersuchten wir Gemeinsamkeiten und Unterschiede zwischen diesen beiden Investorentypen. Während wir keine systematischen Belege dafür finden, dass institutionelle Anleger zu tieferen Finanzierungskosten von Investitionen in erneuerbare Energien führen würden, zeigen unsere Ergebnisse einige Komplementaritäten zwischen EVU und Pensionskassen. Letztere reagieren sensibler auf Entwicklungs- und Baurisiken, was darauf hindeutet, dass institutionelle Anleger primär eine zusätzliche Quelle für die (Re-)Finanzierung bestehender Kraftwerke sein können. Dies kann einen Beitrag zur Finanzierungslücke leisten, die durch Liquiditätsprobleme einiger Elektrizitätsversorger entsteht. Letztere wiederum haben einen Wettbewerbsvorteil, wenn es darum geht, operative Risiken zu managen. Sowohl EVU als auch institutionelle Anleger reagieren empfindlich auf das Strompreisrisiko, was darauf hindeutet, dass politische Maßnahmen, die Energieinvestoren ganz oder teilweise gegen schwankende Strompreise absichern (z. B. Einspeisetarife oder Einspeiseprämien) Investitionen in erneuerbare Energieprojekte wirksam erleichtern. Wenn sie dem vollen Strompreisrisiko ausgesetzt sind, verlangen EVU und Pensionskassen eine Risikoprämie von 5.98% bzw. 7.94%. Schliesslich finden wir Anzeichen eines „Gleich und gleich gesellt sich gern“-Effekts: Energieversorger bevorzugen Co- Investitionen mit anderen EVU, und das gleiche gilt für institutionelle Investoren. Das Erzielen möglicher Synergien zwischen komplementären Investoren ist daher nicht nur eine finanzielle Frage, sondern in mindestens ebenso grossem Ausmass eine kulturelle Herausforderung. Politische Entscheidungsträger, die sich ein verstärktes Engagement institutioneller Investoren im Bereich erneuerbarer Energien wünschen, sollten darum auch Massnahmen zur Förderung des Dialogs zwischen verschiedenen Investoren ergreifen.
Die Ergebnisse unseres Projekts tragen zu einem aktuellen Gebiet der energiewirtschaftlichen Forschung bei, nämlich der empirischen Analyse der Bestimmungsfaktoren erneuerbarer Energie-Investitionen unter politischer Unsicherheit. Unsere Analysen zeigen, dass ein erhebliches Potenzial zur Senkung der „Soft Costs“ von Investitionen in Schweizer erneuerbare Energie-Projekte, und damit zur Verbesserung des Risiko-Rendite-Profils dieser Investitionen, besteht. Der vorliegende Bericht formuliert konkrete Vorschläge zur Senkung der Risikoprämie für Windenergie-Investitionen, erlaubt einen angemessenen Vergleich des Risiko-Rendite-Profils inländischer und ausländischer Energie-Investitionen, und zeigt auf, unter welchen Bedingungen institutionelle Investoren traditionelle EVU bei der Finanzierung der Schweizer Wasserkraft ergänzen können. Mit diesen evidenzbasierten Empfehlungen leistet der Bericht einen fundierten Beitrag zur Umsetzung eines wichtigen Elements der Energiestrategie 2050, der Mobilisierung von Investitionen in eine ausreichende und kostengünstige Versorgung mit einheimischen erneuerbaren Energien.
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Schlussbericht
(Englisch)
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One of the crucial factors for achieving the objectives of the Swiss Energy Strategy 2050 (ES2050) is to mobilise sufficient amounts of capital to finance renewable energy (RE) projects. As the “hardware cost” of renewable energy technologies, such as wind turbines, has substantially decreased in recent years, the economics of RE projects are increasingly driven by so-called “soft costs”. In this project, we have focused on two important elements of soft cost: policy risk and capital cost. Reducing the soft cost of RE investments would allow reaching the ES2050 targets at lower cost to society.
In terms of policy risk (WP1), this project focused on wind power. We identified, categorized and quantified the different components of the policy risk premium required by project developers to make investments in Swiss wind energy projects economically viable. We found that typical complications in the planning and permitting process can increase the cost of an average wind project by 13 to 49 %. In a low risk scenario, this reduces the profitability of a wind project, while in a high risk scenario, it can undermine the economic viability of the investment altogether. If policy targets shall still be achieved in a risky environment, policymakers have a choice to either pay a sufficiently high risk premium or – preferably – reduce policy risk. The biggest risk perceived by wind energy investors in today’s policy environment is whether currently developed wind projects will ever receive remuneration under the feed-in tariff scheme. The combination of long permitting procedures and the Energy Strategy 2050’s provision to phase out feed-in tariffs after 2022 is a key concern here, as it may put several projects at risk.
The second component of soft cost, capital cost, has been addressed in two different ways. First (WP2), we were interested in understanding what makes Swiss investors decide to finance RE projects either at home or abroad, thinking that reducing the capital outflow to foreign projects might be one way of improving availability of capital for Swiss RE projects. Second (WP3), we investigated the risk-return preferences of existing and new investors in large RE projects, namely electric utilities and institutional investors, to find out whether and under which conditions involving new sources of capital could lower the financing cost of those projects.
As for the decision to invest at home or abroad, we observed that 70% of the capital provided by Swiss investors is actually invested in energy projects abroad, while only 30% is invested domestically. Based on twenty case studies of Swiss investments in wind and gas-fired power generation projects (2004-2015) at home and abroad, we tried to assess whether this skewed distribution is warranted by the financial performance of different projects. We find that return expectations were higher for foreign gas and wind projects than for domestic RE projects, but an ex-post evaluation of those investment shows that foreign wind projects did not systematically outperform domestic wind projects, and that actual returns for gas projects significantly underperformed wind projects both in Switzerland and abroad. Why would economically rational investors then still not invest larger amounts in domestic projects? One reason might be the illiquidity of the market for Swiss projects, whereas for example in the case of wind energy, many turnkey projects are available for sale in France or Germany. Another possible explanation is that our interviews revealed a lack of systematic comparison between domestic and foreign investments. While investors engage in a quantitative risk assessment for foreign projects, they take a more qualitative approach when investigating the possibility to engage in Swiss projects. There also appears to be a scarcity of systematic comparisons between expected and actual risk-return profiles of energy investments.
In terms of the potential role of institutional investors in financing Swiss RE projects, our focus in WP3 was on hydropower investments. Based on a choice experiment with electric utilities and pension fund managers, we investigated commonalities and differences between those two investor types. While we do not find systematic evidence that including institutional investors would lead to reduced financing cost of RE investments, our results demonstrate some complementarities between utilities and pension funds in that the latter are more averse to taking development and construction risk, which would suggest that institutional investors may be an additional source of (re-)financing existing RE projects if electric utilities are facing capital constraints, whereas the latter have a competitive advantage in dealing with those operational risks. We also show that both utilities and institutional investors are similarly sensitive to electricity price risk, suggesting that policy measures that (partially) shield RE investors from fluctuating electricity prices – such as feed-in tariffs or feed-in premiums – are important facilitators of RE investments: When fully exposed to revenue risk, utilities and pension funds demand a risk premium of 5.98% and 7.94% respectively. Finally, we find evidence for a “birds of a feather flock together” effect – utilities prefer co-investing with other utilities, and the same is true for institutional investors. Exploiting synergies between complementary investor types, therefore, is as much a cultural challenge as it is a financial one, suggesting that policymakers trying to encourage higher levels of institutional investment in renewable energy should not neglect the necessity of enabling measures, such as encouraging dialogue between incumbent and new investors.
The results of our project contribute to an emerging stream of research in energy economics that empirically investigates the current and future determinants of renewable energy investment under policy risk. Our findings show that there is significant scope to lower the soft cost of renewable energy investment and hence improve the risk-return profile of Swiss RE projects. We propose ways of reducing the risk premium for wind energy project development, put the risk-return profile of domestic vs. international investments in perspective, and specify the conditions under which institutional investors can complement traditional energy investors in financing Swiss hydropower. Overall, these evidence-based recommendations should help policymakers to make informed decisions about how to create the necessary conditions for successful implementation of an important element of the Energy Strategy 2050.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Französisch)
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L'un des facteurs les plus importants pour atteindre les objectifs de la Stratégie énergétique suisse 2050 (SE2050), est de mobiliser des fonds suffisants pour financer des projets d'énergie renouvelable (EnR). Comme le prix des technologies utilisées pour les énergies renouvelables, tel que les éoliennes, a considérablement diminué ces dernières années, l'économie des projets EnR est de plus en plus motivée par les coûts accessoires ou « soft costs ». Dans ce projet, nous nous sommes concentrés sur deux éléments importants des coûts accessoires: risque politique et coût du capital. Réduire les coûts accessoires des investissements EnR permettrait d'atteindre les objectifs de la SE2050 à moindre coût pour la société.
En termes de risque politique (WP1), ce projet se concentre sur les éoliennes. Nous avons identifié, catégorisé et quantifié les différents éléments de la prime de risque politique, exigée par les promoteurs de projets, pour rendre les investissements dans des projets d'énergie éolienne suisses économiquement rentables. Nous avons constaté que les complications typiques dans la planification et le processus d’autorisation peuvent augmenter le coût d'un projet éolien moyen de 13 à 49%. Dans un scénario à faible risque, cela réduit la rentabilité d'un projet éolien, alors que dans un scénario à risque élevé, cela peut complètement compromettre la rentabilité économique de l'investissement. Si les objectifs politiques devraient cependant être atteints dans un environnement à risque, les législateurs ont le choix soit de payer une prime de risque suffisamment élevée, soit, de préférence, de réduire les risques politiques. Dans l'environnement politique actuel, le plus grand risque perçu par ceux investissant dans les énergies éoliennes, est de savoir si les projets éoliens développés actuellement recevront une rémunération dans le cadre du système de rétribution de l’injection. La combinaison des longues procédures de délivrance de permis et de la disposition de la Stratégie énergétique 2050 d’éliminer les rétributions après 2022, est une préoccupation majeure ici, car elle risque de mettre en danger plusieurs projets.
Le deuxième élément des coûts accessoires, le coût du capital, a été abordé de deux manières différentes. Tout d'abord (WP2), nous avons été intéressés de comprendre ce qui incite les investisseurs suisses à financer des projets dans les énergies renouvelables, soit à la maison, soit à l'étranger, en pensant que la réduction des flux de capitaux vers des projets étrangers pourrait être une façon d'améliorer la disponibilité de capitaux pour les projets d’énergies renouvelables en Suisse. Deuxièmement (WP3), nous avons étudié les préférences du rapport risque-rendement des investisseurs existants, ainsi que des nouveaux, dans les grands projets EnR, à savoir les services publics d'électricité et les investisseurs institutionnels, pour déterminer si et dans quelles conditions, utiliser de nouvelles sources de capitaux pourrait réduire le coût de financement de ces projets.
En ce qui concerne la décision d'investir au niveau national ou à l'étranger, nous avons observé que 70% du capital fourni par les investisseurs suisses est réellement investi dans des projets énergétiques à l'étranger, alors que seulement 30% sont investis au niveau national. Sur la base de vingt études de cas d'investissements suisses dans des projets de production d'énergie éolienne et de centrales à gaz (2004-2015), à domicile et à l'étranger, nous avons essayé d'évaluer si cette répartition inégale est justifiée par la performance financière des différents projets. Nos résultats indiquent que les attentes en matière de rendement étaient plus élevées pour les projets gaziers et éoliens étrangers que pour les projets au niveau domestique, mais une évaluation a posteriori de ces investissements montre que les projets éoliens à l’étranger ne surpassaient pas systématiquement les projets éoliens nationaux et que les rendements réels des projets de gaz étaient considérablement inférieurs aux projets éoliens en Suisse et à l'étranger. Pourquoi alors des investisseurs économiquement rationnels n'investiraient pas d’avantage dans des projets nationaux? Une des raisons pourrait être un manque de liquidité du marché pour des projets suisses, alors que par exemple, dans le cas de l'énergie éolienne, de nombreux projets clés en main sont disponibles en France ou en Allemagne. D’autre part, nos entretiens ont révélé un manque de comparaison systématique entre les investissements nationaux et étrangers, qui pourrait être une autre explication possible. Alors que les investisseurs s'engagent dans une évaluation quantitative des risques pour les projets étrangers, ils adoptent une approche plus qualitative lorsqu'ils étudient la possibilité de s'engager dans des projets suisses. Il semble également y avoir un manque de comparaisons systématiques entre les profils de risque-rendement attendus et ceux réels des investissements énergétiques.
En ce qui concerne le rôle potentiel des investisseurs institutionnels dans le financement des projets suisses d’énergie renouvelable, notre attention dans WP3 était sur les investissements hydroélectriques. Sur la base d’expérimentation de choix avec les compagnies d'électricité et les gestionnaires de fonds de pension, nous avons étudié les points communs et les différences entre ces deux types d'investisseurs. Bien que nous ne trouvions pas de preuves systématiques que l'inclusion des investisseurs institutionnels entraînerait une réduction du coût de financement des investissements dans les énergies renouvelables, nos résultats démontrent certaines complémentarités entre les services publics et les caisses de retraite dans le sens que ces dernières ont une plus grande aversion à prendre des risques au niveau du développement et de la construction. Cela suggère que les investisseurs institutionnels pourraient constituer une source supplémentaire de (refinancement) de projets d’énergie renouvelable existants, dans le cas où les services d'électricité sont confrontés à des contraintes de capital, alors que derniers ont un avantage concurrentiel pour faire face à ces risques opérationnels. Nous montrons aussi que les services publics et les investisseurs institutionnels sont également sensibles aux risques lié aux changements du prix de l'électricité, ce qui suggère que les mesures politiques qui (partiellement) protègent les investisseurs des fluctuations du prix de l'électricité - tels que les tarifs de rachat ou les primes de rachat - sont des facteurs importants d’investissements dans les EnR: lorsqu'ils sont pleinement exposés au risque lié au revenu, les services publics et les fonds de pension exigent une prime de risque de 5,98% et 7,94% respectivement. Enfin, nous trouvons des preuves d'un effet « qui se ressemble, s’assemble » - les services publics préfèrent co-investir avec d'autres services publics, et il en va de même pour les investisseurs institutionnels. L'exploitation de synergies entre des types complémentaires d'investisseurs est donc autant un défi culturel que financier, ce qui suggère que les législateurs, tentant d'encourager des investissements institutionnels plus élevés dans les énergies renouvelables, ne devraient pas négliger la nécessité de prendre des mesures, tel que d’encourager le dialogue entre les investisseurs titulaires et les nouveaux investisseurs.
Les résultats de notre projet contribuent à une nouvelle génération de recherches dans l’économie de l'énergie qui étudie de manière empirique, les déterminants actuels et futurs des investissements dans les énergies renouvelables, dans le cadre de risques politiques. Nos résultats montrent qu'il existe une marge de manoeuvre importante afin de réduire le coût accessoire des investissements dans les énergies renouvelables et donc d’améliorer le profil risque-rendement des projets suisse dans les EnR. Nous proposons des moyens de réduire la prime de risque pour le développement de projets d'énergie éolienne, de mettre en perspective le profil risque-rendement des investissements nationaux versus ceux des investissements internationaux, et de préciser les conditions dans lesquelles les investisseurs institutionnels peuvent compléter les investisseurs énergétiques traditionnels dans le financement de l'hydroélectricité suisse. Dans l'ensemble, ces recommandations fondées sur des données factuelles devraient aider les législateurs à faire des choix éclairés sur la façon de créer les conditions nécessaires à une mise en oeuvre réussie d'un élément clé de la Stratégie énergétique 2050.
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