Neue Risiken bei erneuerbaren Energien: Ein kurzer Überblick über Solar-, Wind-, BESS- und Wasserkrafttrends in Lateinamerika

Erneuerbare Energien sind in Lateinamerika (LATAM) auf dem Vormarsch. Die Internationale Energieagentur (IEA) prognostiziert einen Anstieg des Strombedarfs von 1.295 TWh im Jahr 2020 auf 2.282 TWh im Jahr 2040. Der prognostizierte Bedarf beträgt fast das Doppelte der installierten Kapazität und stellt eine große Herausforderung für die Region dar. In diesem Artikel geben wir einen kurzen Überblick über den Stand der Entwicklung erneuerbarer Energien und die Herausforderungen, denen sich die Region bei jeder dieser Technologien gegenübersieht.

Der globale Offshore-Windmarkt wächst nahezu exponentiell. Allein im Jahr 2020 wurden weltweit 5,5 GW installiert, was einer installierten Gesamtkapazität von 39 GW entspricht. Der aktuelle Trend geht hin zu Windkraftanlagen mit einer Leistung von bis zu 15 MW und zu weiteren Offshore-Windparks.

In der LATAM-Region befindet sich die Offshore-Windkraft jedoch noch in einem sehr frühen Entwicklungsstadium. Während Europa und Asien bei der globalen Entwicklung führend sind, hinkt Lateinamerika ebenso wie Nordamerika bei der Entwicklung von Offshore-Windkraftanlagen hinterher. Drei Jahrzehnte nach dem Bau des ersten Offshore-Windparks gibt es in LATAM noch immer keine bestehenden Anlagen.

Die dahinter stehende Begründung könnte etwas komplexer sein, als es scheint. Die Energiepolitik in den lateinamerikanischen Ländern ist stark in die Agenda der jeweiligen Regierung des jeweiligen Landes eingebunden. Die aktuelle Tendenz zu Wahlen in Lateinamerika und einem Linksruck der Regierungen hat zu einem Mangel an langfristiger Kohärenz der Energiepolitik geführt, die den Übergang in den einzelnen Regionen fördern könnte. Auf dem Weg zu einer Netto-Null-Wirtschaft im Jahr 2050 müssen die Regulierungsbehörden und Regierungen Lateinamerikas einen Weg finden, eine einheitliche mittel- und langfristige Politik zu schaffen, unabhängig davon, welche Partei an der Macht bleibt.

Darüber hinaus mangelt es in LATAM im Allgemeinen an Übertragungsinfrastruktur. Es geht nicht nur darum, neue installierte Kapazitäten für Offshore-Windenergie zu schaffen, sondern auch darum, diese Kapazitäten aus abgelegenen Gebieten in die am dichtesten besiedelten Städte der Region zu bringen. Etwas, das eine ordentliche Kapitalspritze erfordert. Für LATAM besteht sicherlich die Möglichkeit, Offshore-Windenergie zu nutzen, aber es gibt noch immer administrative und technische Herausforderungen, die gelöst werden müssen, bevor die Region ihr Potenzial voll ausschöpfen kann.

Daten von Global Energy Monitor zeigen, dass die Region LATAM mit derzeit im Bau befindlichen Solarprojekten mit rund 20 GW viermal mehr Kapazität baut als Europa und nur hinter Asien (110 GW) und Nordamerika (22 GW) liegt. Mit weiteren 100 GW in der Bauvorbereitungs- oder Ankündigungsphase boomt die Region.

Das Hauptrisiko für Solarparks hängt mit dem Wetter zusammen, insbesondere mit Hagel- oder Hurrikanschäden. Heftige Hagelstürme sind in LATAM keine Seltenheit. Im Jahr 2022 musste beispielsweise ein Flug einer LATAM-Fluggesellschaft notlanden, nachdem das Flugzeug erheblichen Schaden erlitten hatte, als es direkt durch einen Hagelsturm flog. Ob der Klimawandel größere und/oder häufigere Hagelstürme mit sich bringt, ist noch umstritten, aber die Bedrohung ist da und kann nicht ignoriert werden. Die Weltorganisation für Meteorologie registrierte im Jahr 2021 16 große Hagelereignisse in Peru und 10 in Chile. Wie oben erwähnt, gilt das Infrastrukturdilemma für Solarenergie ebenso wie für Offshore- (und auch Onshore-)Windenergie. Die Übertragungsinfrastruktur muss dringend ausgebaut werden, um den wachsenden Energiebedarf zu decken und die Energiesicherheit nicht zu gefährden, insbesondere angesichts des in LATAM erwarteten erheblichen Bevölkerungswachstums in den nächsten 15 bis 20 Jahren.

Chile ist mit 54 MW in Betrieb (Stand 2021) führend bei der BESS-Entwicklung in der Region, gefolgt von Puerto Rico und Surinam. Die installierte Kapazität und die in der Entwicklung befindlichen Projekte liegen in LATAM immer noch weit hinter den USA, China und Europa zurück, die die globale Entwicklung anführen. Der Großteil der eingesetzten Batterietechnologie basiert auf Li-Ionen, während Flow-Batterielösungen derzeit unüblich sind. Darüber hinaus besteht in der Region allgemein die Sorge, dass sich das von der Biden-Regierung in den USA umgesetzte Inflation Reduction Act negativ auf die BESS-Entwicklung in LATAM auswirken wird.

Das größte Problem bei Li-Ionen-Batterien ist das hohe Risiko des thermischen Durchgehens, ein Phänomen, das der Versicherungsbranche starke Kopfschmerzen bereitet hat und fast mit den aktuellen hagelbedingten Verlusten von Solarparks in den USA übereinstimmt. Statistiken des Electric Power Research Institute ( Die öffentlich zugängliche BESS-Fehlerereignisdatenbank von EPRI zeigt 12 globale BESS-Ereignisse im Jahr 2022, wobei keine dieser Installationen älter als fünf Jahre ist. Dies stellt eine große Herausforderung für Entwickler, Originalgerätehersteller (OEMs) und natürlich den Versicherungsmarkt dar.

Die globale Netto-Wasserkraftwachstumserwartung in LATAM ist immer noch relativ niedrig und verlangsamt sich im Vergleich zu anderen großen Regionen der Welt. Brasilien ist die drittgrößte Wasserkraftnation der Welt und mit einer installierten Leistung von 109 GW die größte Wasserkraftnation der Region, gefolgt von Venezuela (15 GW) und Kolumbien (12 GW). Der prognostizierte Zubau in der Region zwischen 2021 und 2030 beträgt 15 GW, was einem Rückgang der Entwicklung um 64 % im Vergleich zum Zeitraum 2011–2020 entspricht, was hauptsächlich auf eine Reduzierung der geplanten Projekte in Brasilien zurückzuführen ist (sowohl Argentinien als auch Kolumbien erhöhen die Kapazität, reichen aber nicht aus). (um dem Rückgang der brasilianischen Entwicklung entgegenzuwirken). Im Vergleich zum weltweiten Durchschnitt von 23 % ist dies ein erheblicher Rückgang.

Der geschätzte maximale Verlust (EML) oder der maximal vorhersehbare Verlust (MFL) kann als der größte, gering wahrscheinliche Verlust beschrieben werden, der für eine bestimmte Stromerzeugungsanlage vorhersehbar ist. Dies ist ein wichtiger Parameter für die Versicherungsbranche, da er den geschätzten höchsten potenziellen Versicherungsanspruch angibt, der nicht unbedingt dem vollen Wert der Stromerzeugungsanlage entsprechen muss. Die Differenz zwischen dem EML und dem vollen Vermögenswert bestimmt die Ersparnis bei den Versicherungsprämien. Höhere EML bedeuten höhere Prämien, daher liegt es im Interesse eines Vermögenseigentümers, diese so niedrig wie möglich zu halten. Ein weiterer wichtiger Aspekt bei der Verwendung von EML und/oder MFL ist, welche Art von Versicherungslimit erforderlich ist, wenn beispielsweise ein Projekt finanziert wird und Kreditgeber hinter bestimmten Versicherungsanforderungen stehen. Es ist wichtig, sich frühzeitig an diesen Gesprächen zu beteiligen, um die Prämienkosten optimieren zu können.

Offshore-Wind. Die Bau- und Installationskosten für Offshore-Windkraftanlagen haben dazu beigetragen, dass sich die Branche zunehmend für den Einsatz einer einzigen Offshore-Umspannstation (OSS) für den gesamten Windpark entschieden hat, was aus versicherungstechnischer Sicht das Risiko erheblich erhöht und in der Folge auch die Versicherungsprämien erhöht. Die Aufgabe des OSS besteht darin, den gesamten vom Windpark erzeugten Strom zu sammeln, ihn auf die erforderliche Spannung umzuwandeln und ihn zurück zum Umspannwerk an Land zu exportieren. Im Falle eines vollständigen Ausfalls eines OSS wäre der gesamte Windpark für die gesamte Reparatur-/Ersatzzeit (Vorlaufzeit), die heute bis zu mehreren Jahren betragen kann, nicht betriebsbereit.

Beispielsweise liegen die Gesamtkosten für den Austausch eines OSS für einen 1-GW-Offshore-Windpark zwischen 200 und 300 Millionen US-Dollar. Rechnet man Betriebsunterbrechungen (BI) von mindestens 200 Millionen US-Dollar pro Jahr über einen Zeitraum von drei Jahren hinzu, würde sich der gesamte EML auf mindestens 800 Millionen US-Dollar belaufen. Dies gilt nicht für Strafen, die möglicherweise vom Stromabnehmer verhängt werden. Der potenzielle Gesamtschaden wird die meisten Versicherer dazu veranlassen, zweimal darüber nachzudenken, bevor sie sich entscheiden, an dem Programm teilzunehmen oder die Prämien auf ein Niveau festzulegen, bei dem sie sich wohl fühlen, das Risiko einzugehen. Die Deckung des Zeitelements (Verzögerung beim Start [DSU] und BI) ist in den letzten Jahren in den Anwendungsbereich der Märkte geraten, da Bedingungen wie die Volatilitätsklausel bei der Angabe der Versicherungssumme, d. h. der, in den Vordergrund gerückt sind Geldbetrag, den die Versicherungsgesellschaft im Falle eines gedeckten Schadens zu zahlen verpflichtet ist, an die Märkte. Daher könnte dieses kritische Ausrüstungsproblem für Offshore-Windkraftanlagen in den kommenden Jahren einer intensiven Prüfung unterliegen.

PV-Solaranlagen. Die jüngsten großen Schäden durch Hagel in PV-Solaranlagen in den USA haben die Märkte dazu veranlasst, Beschränkungen für mögliche Deckungen einzuführen, in einem verzweifelten Versuch, auf Schadensersatzforderungen in Millionenhöhe in den letzten Jahren zu reagieren. Wird dies auch in LATAM der Fall sein? Angesichts des aktuellen Baubooms und unvorhersehbarer Wetteränderungen scheinen Verluste unvermeidlich und die Marktreaktionen drohen hart. Es gibt zwar parametrische Versicherungslösungen, aber ist das eine praktikable Lösung?

BESS. Das thermische Durchgehen ist immer noch die größte Bedrohung für die Integrität von Li-Ionen-basierten BESS. Der Abstand der Einheiten (in der Regel durch die Regeln der National Fire Protection Association [NFPA] oder andere Branchen-/Versicherungsrichtlinien wie FM-Datenblätter bestimmt) und eine wirksame Reaktion der örtlichen Feuerwehr sind zwei der Parameter, die noch nicht an allen BESS-Standorten vollständig umgesetzt sind noch vollständig zwischen verschiedenen Versicherern, OEMs und Projekteigentümern vereinbart. Auch in diesem speziellen Bereich ändern sich die Regeln und Standards ständig, was dazu führen kann, dass Anlagen, die erst fünf oder zehn Jahre alt sind, plötzlich in die Situation geraten, dass von den Versicherern neue Anforderungen gestellt werden, die es während der Planungs- oder Bauphase noch nicht gab.

Wasserkraft. Wasserkraft ist eine ausgereifte Technologie und die Risiken, die die Deckung bestimmen, sind relativ gut verstanden. Allerdings sind Bau und Betrieb von Wasserkraftwerken nicht risikofrei. Im Jahr 2018 stürzte der Umleitungstunnel beim 2,4-GW-Projekt Hidroituango in Kolumbien ein, was zu erheblichen Verzögerungen und geschätzten Verlusten in Höhe von 2,5 Milliarden US-Dollar führte. Beim 1,5-GW-Projekt Coca Codo Sinclair in Ecuador traten nach der Inbetriebnahme im Jahr 2016 Probleme im Zusammenhang mit der Qualität der Arbeiten auf, die noch immer nicht vollständig gelöst wurden. Neben Baurisiken und Qualitätsproblemen müssen NatCat-Ereignisse wie Überschwemmungen alle paar Jahre neu bewertet werden, insbesondere bei Anlagen an Flüssen, bei denen sich ein Dammbruch auf andere Dammanlagen (was zu Kaskadeneffekten führt) oder kritische Infrastruktur flussabwärts auswirken kann.

Der Anlageneigentümer sollte in der Machbarkeitsphase des Projekts ermitteln, welche tatsächlichen Risiken bestehen und welche Risiken auf eine Versicherungsgesellschaft übertragen werden sollten. Dies kann durch die Analyse der Gesamtrisikokosten (TCoR) für verschiedene Designlösungen sowie durch den Einsatz fortschrittlicher Modellierungstools, einschließlich Katastrophenmodellierungstools, wie sie beispielsweise von AIR Worldwide, Teil der Verisk Analytics-Unternehmensfamilie, erhältlich sind, erreicht werden . Die Gesamtrisikokosten werden über die gesamte Projektlaufzeit gemessen. Durch die Verwaltung dieses Parameters kann der Eigentümer bestimmen, welche Auswirkungen verschiedene Designlösungen auf die versicherungsbezogenen Kosten, einschließlich Verluste, haben. Es ist möglich, ein gutes Gleichgewicht zwischen Risikoselbstbehalt (Eigentümer übernimmt das Risiko) und Risikoübertragung (das Risiko wird auf den Versicherer übertragen) zu erreichen, indem Risikomanagementinstrumente in einem frühen Stadium eines erneuerbaren Projekts effektiv eingesetzt werden.

—Andreas Fabriciusist leitender Risikokontrollberater bei Aon Global Risk Consulting, Kanada, undDaniel Ocampoist Branchenführer bei Aon Natural Resources für LATAM, Mexiko.

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