Oblast Iwano-Frankiwsk, Ukraine
Windpark mit 30 MW auf einem Bergrücken in 1.100 m Höhe in den ukrainischen Karpaten. Die Erzeugung erreicht ihr Maximum im Winter und ergänzt damit die im Sommer starken Solarprojekte — auf dem sichersten Gelände des Landes und innerhalb der mit ENTSO-E synchron betriebenen Energieinsel Burschtyn.
Vollständige Projektdokumentation für institutionelle und private Anleger. Sämtliche nachstehenden Kennzahlen sind dem auf dieser Seite zusammengefassten Finanzmodell entnommen; die Primärquellen sind am Ende aufgeführt.
Ein Windpark mit 30 MW aus fünf Windenergieanlagen (WEA) je 6,0 MW auf einem exponierten Bergrücken in etwa 1.100 m Höhe im Oblast Iwano-Frankiwsk, angeschlossen auf der 110-kV-Ebene innerhalb der Energieinsel Burschtyn. Der Zielkonflikt im Kern dieses Projekts sollte unmissverständlich benannt werden: Die Karpaten sind nicht die beste Windressource der Ukraine. Der südliche Steppengürtel weist 7–8 m/s in 100 m Höhe auf und erlaubt deutlich günstigeres Bauen. Was die Karpaten stattdessen bieten, sind Sicherheit, Netzzugang und saisonale Passung — und in der Ukraine im Krieg ist das seinen Preis wert. Das Basisszenario ergibt 12,1 % Eigenkapital-IRR bei einem minimalen Kapitaldienstdeckungsgrad (DSCR) von 1,56x über eine Fremdkapitallaufzeit von 14 Jahren.
Vier Gründe, weshalb dieser Standort trotz einer mittelmäßigen Windressource entwicklungswürdig ist — und ein Grund, der beinahe dagegen spricht.
Der Oblast Iwano-Frankiwsk ist die am weitesten von der Kontaktlinie entfernte Region des Landes und hat die geringsten Schäden an der Energieinfrastruktur erlitten. Für eine Anlage mit 25-jähriger Auslegungslebensdauer, die über 14 Jahre finanziert wird, wiegt das schwerer als ein Prozentpunkt Kapazitätsfaktor. Die Steppenstandorte im Süden mit dem besten Wind sind zugleich diejenigen, die beschossen worden sind.
Die Zone UA-BEI um Burschtyn wird bereits lange vor der Notsynchronisierung des übrigen Landes im Jahr 2022 synchron mit Kontinentaleuropa betrieben. Erzeugung an diesem Ort hat physischen Zugang zum ungarischen, slowakischen und rumänischen Markt — eine echte Exportoption und eine Absicherung gegen inländisches Preis- und Kontrahentenrisiko.
Karpatenwind hat sein Maximum im Winter, genau dann, wenn die ukrainischen Preise am höchsten sind — der Day-Ahead-Index lag im Dezember 2025 bei 130 €/MWh gegenüber einem Jahresmittel von 104 €/MWh — und genau dann, wenn die Projekte aus Solar plus Speicher am schwächsten sind. Ein Portfolio, das beides hält, ist weit weniger saisonal als jedes der beiden allein.
Solarstrom kannibalisiert in der Ukraine seinen eigenen Preis: Er wird in den Mittagsstunden erzeugt, in denen die Preise gegen null fallen — genau das ist der Grund, weshalb die Speicherprojekte überhaupt existieren. Bei Wind ist das nicht so. Er erzeugt durch die Nacht und in der Abendspitze, wenn keine Solarleistung im System ist und die Preise am höchsten sind. Wir rechnen mit einem Erlösfaktor (Capture-Preis) von 105 €/MWh gegenüber einem Basisindex von rund 104 €/MWh — also annähernd Parität —, während ungespeicherter Solarstrom davon kaum ein Drittel erzielt.
Bauen in komplexem Gelände ist teuer und die Ressource ist durchschnittlich, sodass die Stromgestehungskosten bei 110 €/MWh liegen. Das ist weit über den 30–40 $/MWh, mit denen Onshore-Wind international notiert wird, und über dem, was ein Steppenstandort im Oblast Mykolajiw erreichen würde. Dieses Projekt ist bei den Energiekosten nicht wettbewerbsfähig. Wettbewerbsfähig ist es bei der risikoadjustierten Realisierbarkeit, und wer diese Betrachtungsweise nicht akzeptiert, sollte nicht in das Projekt investieren.
Die Windressource der Karpaten hängt stark von der Höhenlage ab. In den Talböden liegt das Mittel bei lediglich 1,0–3,7 m/s und ist für die Erzeugung wertlos, doch oberhalb von etwa 600 m steigt die Windgeschwindigkeit nahezu linear mit der Höhe, und exponierte Kämme über 1.000 m werden nutzbar. Auf dieser Grundlage ist unser Standort ausgewählt.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe | 6.8 m/s |
| Höhe des Bergrückens | 1,100 m |
| Nabenhöhe | 120 m |
| Rotordurchmesser | 150 m |
| Spezifische Leistung | 340 W/m² |
| Kapazitätsfaktor brutto | 36.5% |
| Kapazitätsfaktor netto | 30.1% |
| Nettoerzeugung, Jahr 1 | 79,058 MWh |
| Äquivalente Volllaststunden | 2,635 h |
Der Vereisungsabschlag von 4,5 % verdient Aufmerksamkeit, weil er der in karpatischen Machbarkeitsstudien am häufigsten zu niedrig angesetzte Verlust ist. Raueis in 1.100 m Höhe verschlechtert das Blattprofil, lange bevor es die Anlage abschaltet, und die Verluste fallen genau in die Wintermonate mit den höchsten Preisen. Wir haben einen generischen Wert verwendet; eine standortspezifische Vereisungsbewertung aus der Messkampagne des Windmessmasts ist eine aufschiebende Bedingung und kein wünschenswertes Extra.
Das Mittel von 6,8 m/s ist eine Schätzung aus mesoskaligen Daten und regionalen Höhenbeziehungen, keine Messung. Eine zwölfmonatige Messkampagne mit einem Windmessmast in Nabenhöhe, die ein bankfähiges Ertragsgutachten mit P50- und P90-Werten liefert, ist der wichtigste offene Punkt dieses Projekts — die Sensitivitätstabelle zeigt, warum. Kein Kreditgeber wird den Bau ohne dieses Gutachten finanzieren, und ein Eigenkapitalinvestor sollte es ebenso wenig tun.
Eine konventionelle Onshore-Anlage mit niedriger spezifischer Leistung, ausgewählt für einen Standort mit mittlerem Wind und hoher Turbulenz.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Windenergieanlagen | 5 |
| Nennleistung je Anlage | 6.0 MW |
| Installierte Gesamtleistung | 30 MW |
| Nabenhöhe | 120 m |
| Rotordurchmesser | 150 m |
| Anlagenabstand entlang des Kamms | 600 m (4.0 D) |
| IEC-Turbulenzklasse | IEC IIIB / S — standortspezifische Eignungsbewertung erforderlich |
| Paket für kaltes Klima | Rotorblattheizung, Tieftemperatur-Schmierstoffe, Eiserkennung |
| Jährliche Ertragsdegradation | 0.5% pro Jahr |
| Auslegungslebensdauer | 25 Jahr |
Onshore-Wind wird international mit 1.150–1.800 $/kW notiert, wobei das obere Ende beschränkte Logistik und schwieriges Gelände widerspiegelt. Dieses Projekt liegt bei 1.654 €/kW, nahe diesem oberen Ende, und der Grund ist in den Kostenpositionen sichtbar: Bergstraßen, Fundamente im Felsen und eine 14 km lange Leitung.
| Gesamt | €49,610,000 |
|---|---|
| Investitionskosten je kW installierter Leistung | €1,654/kW |
| Einfuhrumsatzsteuer und Zoll | Befreit für Solar- und Speicheranlagen (Gesetze Nr. 3853-IX und 3854-IX) |
Die Größe dieses Projekts ist eine bewusste Folge dieser Kostenstruktur. Zuwegung, Netzanschluss und Projektentwicklung sind an einem Bergstandort weitgehend fix und müssen daher auf so viel Leistung verteilt werden, wie der Bergrücken trägt. Wir haben zunächst eine Variante mit 18 MW modelliert: Sie ergab 1.751 €/kW und, gravierender, einen DSCR von 0,93 im Negativszenario — ein Projekt, das in einem windschwachen Jahr seinen eigenen Schuldendienst nicht leisten kann. Bei 30 MW erreicht dasselbe Negativszenario 1,09x. Dreißig Megawatt sind hier keine Ambition, sondern die minimal tragfähige Größe.
Die Erlöse bestehen aus einem einzigen Strom: Energie, die am Day-Ahead- und Intraday-Markt oder unter einem Stromabnahmevertrag (PPA) verkauft wird. Es gibt keine Arbitrage und keinen Speicher, was dieses Projekt deutlich einfacher modellierbar macht als die Batterieprojekte — und deutlich stärker von der Windressource abhängig.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Nettoerzeugung | 79,058 MWh |
| Erlösfaktor (Capture-Preis) | €105/MWh |
| Erlöse im Jahr 1 | €8,301,056 |
Der Capture-Preis von 105 €/MWh entspricht in etwa dem Basisindex des Gesamtjahres 2025 von 103,8 €/MWh. Wir unterstellen, dass Wind auf Parität zum Basisindex erlöst — nicht besser. Für einen winterlastigen Erzeuger in einem Markt, in dem die Winterpreise 25 % über dem Jahresmittel liegen, ist das konservativ, und es lässt das Potenzial aus Export und PPA bewusst außerhalb des Basisszenarios.
| Kennzahl | Betrag |
|---|---|
| Vollwartungsvertrag für die Windenergieanlagen (48 €/kW/Jahr) | €1,440,000 |
| Kosten für Ausgleichsenergie und Regelenergiemarkt (6 €/MWh) | €474,346 |
| Versicherung (0,4 % der Investitionskosten) | €223,245 |
| Asset Management und Verwaltung der Projektgesellschaft (SPV) | €150,000 |
| Objektschutz und Standortsicherung | €75,000 |
| Grundstückspacht und Gebühren für die Waldnutzung | €90,000 |
| Fonds zugunsten der Gemeinde und kommunale Abgaben | €60,000 |
| Gesamte Betriebskosten | €2,512,591 |
Die Ausgleichsenergiekosten von 6 €/MWh sind real und windspezifisch. Anders als die Batterieprojekte, die disponibel sind und ihren Bilanzkreis durch eigenen Handel ausgleichen können, zahlt ein Windpark für Prognosefehler. Die ukrainische Bilanzkreisabrechnung ist unnachsichtig, und diese Position wächst bei schlechter Prognosequalität.
Drei Szenarien auf derselben Kapitalstruktur. Zu beachten ist, dass das Negativszenario nicht komfortabel ist und wir es nicht beschönigt haben.
30,1 % Kapazitätsfaktor netto, Capture-Preis von 105 €/MWh, 60 % Fremdkapitalquote zu 8,5 % über 14 Jahre.
Ein Kapazitätsfaktor netto von 33,5 %, erreichbar, wenn der Windmessmast das obere Ressourcenband bestätigt und das Paket für kaltes Klima die Vereisungsverluste begrenzt, verbunden mit einem winterlastigen Capture-Preis von 115 €/MWh oder einem Stromabnahmevertrag (PPA) auf diesem Niveau.
Ein Kapazitätsfaktor von 28,3 % und ein Capture-Preis von 88 €/MWh. Das Eigenkapital erwirtschaftet nahezu nichts und der DSCR fällt auf 1,09x. Das Projekt bedient seinen Schuldendienst noch, aber nur knapp, und dieses Szenario bestimmt die Fremdkapitalquote.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Gesamte Investitionskosten | €49,610,000 |
| Eigenkapitaltranche | €19,844,000 |
| Senior-Fremdkapital (65 %) | €29,766,000 |
| Fremdkapitalquote (Senior-Fremdkapital) | 60% |
| Zinssatz des Senior-Fremdkapitals | 8.5% |
| Laufzeit des Senior-Fremdkapitals | 14 Jahr |
Weder die EBRD noch die IFC veröffentlichen Margen oder Laufzeiten für ukrainische Energiekredite; der Zinssatz von 8,5 % im Basisszenario ist daher unsere Schätzung und kein belegter Wert. Die nachstehende Finanzierungssensitivität zeigt, wie stark das Ergebnis davon abhängt.
Wie bei den Speicherprojekten sind das Betriebsszenario und die Finanzierung voneinander unabhängige Hebel. Rechnet man das optimistische Szenario mit Senior-Fremdkapital zu 6,5 % — dem Niveau, das eine EBRD- oder IFC-Fazilität mit First-Loss-Absicherung durch die EU Ukraine Investment Framework impliziert —, so steigt die Rendite auf das Eigenkapital weiter.
Kapazitätsfaktor und Capture-Preis dominieren, und es sind die beiden Variablen, die wir vor Abschluss der Messkampagne am wenigsten genau kennen. Eine Abweichung von drei Prozentpunkten beim Kapazitätsfaktor kostet rund zwei Punkte Eigenkapital-IRR. Das ist der normale Zustand eines Windprojekts vor der Mastmessung, und genau deshalb liegt der kritische Pfad bei der Ressourcenbewertung und nicht bei der Beschaffung der Anlagen.
Berechnet mit einem Diskontsatz von 11 % über 25 Jahre. Mit 110 €/MWh ist dieses Projekt nach internationalen Maßstäben der Onshore-Windenergie teuer und würde in Deutschland oder Spanien nicht gebaut werden. Hier funktioniert es, weil die ukrainischen Großhandelspreise hoch sind, die regulatorische Preisobergrenze bei 15.000 ₴/MWh liegt und die Alternativstandorte mit besserem Wind ein Kriegsrisiko tragen, das dieser nicht hat.
Fünf Anlagen sind entlang des Kamms mit einem Abstand von 600 m angeordnet — vier Rotordurchmesser, weit genug, um die Abschattungsverluste auf einem Bergrücken niedrig zu halten, an dem der Wind überwiegend quer zum Hang anströmt. Eine einzige Zuwegung verbindet die Standorte, und das Umspannwerk liegt am tiefer gelegenen östlichen Ende, wo die 110-kV-Leitung zum Netz abgeht.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Gepachteter Korridor auf dem Bergrücken | 3.0 × 0.8 km |
| Anlagenabstand | 600 m (4.0 D) |
| Gesamthöhe über Grund (Blattspitze) | 195 m |
| Zuwegung, neu und ausgebaut | 8.5 km |
| Freileitung zum Netzanschluss | 14 km |
| Anschlussspannung | 110 kV |
Die Anlagenstandorte sind indikativ. Das endgültige Micro-Siting folgt der Messkampagne des Windmessmasts, der standortspezifischen Turbulenzbewertung und dem Umwelt-Screening; jedes davon kann einen Standort um einige Hundert Meter verschieben oder entfallen lassen. Das Höhenprofil ist mit übertriebenem Vertikalmaßstab gezeichnet, damit die Anlagen erkennbar sind; die horizontalen Abstände im Lageplan sind maßstabsgerecht.
Fotografien vergleichbarer Windparks in Kammlage, die die bauliche Erscheinung der Anlage veranschaulichen sollen. Es handelt sich nicht um Aufnahmen dieses Standortes, der noch nicht errichtet ist.
Windenergie in den Karpaten ist rechtlich unkompliziert und ökologisch umstritten. Das Zweite ist die eigentliche Beschränkung.
Die lizenzfreie Erzeugungsschwelle wurde bis zum 1. Januar 2028 auf 20 MW angehoben; mit 30 MW benötigt dieses Projekt daher eine Erzeugungslizenz der Regulierungsbehörde. Flächen auf Bergrücken gehören typischerweise zum staatlichen Waldfonds, was neben der Grundstückspacht eine Waldumwandlung erfordert — ein langsamerer und stärker politischer Prozess als die landwirtschaftlichen Pachtverträge der Solarprojekte.
Eine vollständige Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) mit öffentlichen Anhörungen ist verpflichtend. Bei Karpatenstandorten kommen zusätzlich die Karpatenkonvention, Gebiete des Smaragd-Netzes sowie Zugkorridore von Vögeln und Fledermäusen entlang der Kammlinien ins Spiel. Mitglieder des Europäischen Parlaments haben die Windkraftentwicklung in den ukrainischen Karpaten wegen Entwaldung öffentlich kritisiert, und die Ukraine musste sich pointierte Fragen dazu gefallen lassen, Wald für Windenergieanlagen zu räumen, während sie internationale Mittel für dessen Erhalt erhält. Jeder Entwickler sollte hier organisierten Widerstand erwarten und einplanen, statt sich davon überraschen zu lassen.
Windenergie ist für die staatliche Auktion für erneuerbare Energien und gesondert für die Ausschreibung über 1.505 MW flexible Kapazität teilnahmeberechtigt. Beides ist im Basisszenario nicht unterstellt; der Auktionspreis wirkt als die im Negativszenario modellierte Preisuntergrenze.
Anschluss auf der 110-kV-Ebene in das UA-BEI-Netz. Das lokale Netz ist schwächer als das Übertragungsnetz, weshalb wir in der Verlustkaskade einen Abregelungsabschlag von 2 % ansetzen. Verbindliche Angaben zu Kapazität und Kosten kommen mit den technischen Anschlussbedingungen des Systembetreibers.
Die Körperschaftsteuer beträgt 18 %. Importierte Solar- und Speicheranlagen sind von Mehrwertsteuer und Zoll befreit. Eine beschleunigte Abschreibung erlaubt es, Maschinen und Anlagen bis Ende 2030 über zwei Jahre abzuschreiben, was den Cashflow der frühen Jahre schützt — dies ist im Modell berücksichtigt. Auf Dividenden an einen nicht gebietsansässigen Gesellschafter fallen 15 % Quellensteuer an, die nach dem Doppelbesteuerungsabkommen Ukraine–Zypern auf 5 % reduziert werden kann, sofern der Gesellschafter mindestens 20 % der Anteile hält.
Eine ukrainische Gesellschaft mit beschränkter Haftung hält den Grundstückspachtvertrag, den Netzanschluss und die Genehmigungen; sie wird ihrerseits von einer EU-Holdinggesellschaft gehalten, über die das Anlegerkapital eingebracht wird. Die Rückführung von Dividenden unterliegt weiterhin den kriegsrechtlichen Beschränkungen der Nationalbank der Ukraine, was als offener Punkt offengelegt wird.
| Kennzahl | Schweregrad | Risikominderung |
|---|---|---|
| Unsicherheit der Windressource — noch keine Daten eines Windmessmasts | Hoch | Der Energieertrag beruht auf mesoskaliger Modellierung, nicht auf Messung. Eine zwölfmonatige Messkampagne mit einem Windmessmast in Nabenhöhe, die ein bankfähiges P50/P90-Gutachten liefert, ist aufschiebende Bedingung für die endgültige Investitionsentscheidung. Bis zu ihrem Abschluss ist der Kapazitätsfaktor als Schätzung mit einer plausiblen Bandbreite von ±3 Prozentpunkten zu behandeln, was die Sensitivitätstabelle in etwa ±2 Punkte Eigenkapital-IRR übersetzt. |
| Umweltbezogener Widerstand und Verzögerung der Genehmigungen | Hoch | Die Windkraftentwicklung in den Karpaten wird wegen Entwaldung und Biodiversität aktiv bestritten, auch auf Ebene des Europäischen Parlaments. Risikominderung bedeutet frühe und ernsthafte Einbindung von Gemeinden und Naturschutzbehörden, Standorte außerhalb der Flächen des Smaragd-Netzes, ein finanziertes Vorteilsprogramm für die Gemeinde und ein Genehmigungsprogramm mit realistischem Zeitpuffer. Dieses Risiko kann das Projekt verzögern oder vollständig zum Scheitern bringen und ist vom Entwickler nicht vollständig beherrschbar. |
| Militärisches Risiko und Risiko physischer Anlagenschäden | Hoch | Der Oblast Iwano-Frankiwsk ist die am geringsten exponierte Region der Ukraine, was ein Hauptgrund für die Standortwahl ist; doch kein Ort im Land ist vor Angriffen mit großer Reichweite sicher, und Windenergieanlagen sind schwer zu reparieren. Eine Kriegsrisikoversicherung ist für ukrainische Energieinfrastruktur praktisch weiterhin nicht verfügbar; die Risikominderung ist eine First-Loss-Garantie einer internationalen Finanzinstitution, und ohne eine solche trägt das Eigenkapital dieses Risiko. |
| Vereisung und Winterperformance | Mittel | Angesetzt sind Vereisungsverluste von 4,5 %. Raueis in 1.100 m Höhe mindert den Ertrag in den Monaten mit den höchsten Preisen und wird häufig unterschätzt. Risikomindernd wirken ein Anlagenpaket für kaltes Klima mit Rotorblattheizung und Eiserkennung sowie eine standortspezifische Vereisungsstudie aus der Messkampagne. |
| Baukosten und Erschließung im komplexen Gelände | Mittel | Bergstraßen, Fundamente im Felsen und die Krananfahrt an steilen Hängen sind die Kostenpositionen mit der höchsten Überschreitungswahrscheinlichkeit, und der Transport der Rotorblätter auf 1.100 m Höhe beschränkt die Wahl des Anlagentyps. Risikomindernd wirken ein schlüsselfertiger EPC-Vertrag zum Festpreis mit Vertragsstrafen, frühe geotechnische Untersuchungen und eine Streckenbegehung vor der Auswahl der Anlage. Eine Reserve für Unvorhergesehenes von 10 % ist eingeplant. |
| Marktpreis- und Erlösrisiko | Mittel | Die Erlöse bestehen aus einem einzigen, nicht abgesicherten Strom. Risikomindernd wirken der Auktionspreis als Untergrenze, ein Stromabnahmevertrag (PPA) mit einem industriellen Abnehmer in der Zone Burschtyn und die Exportoption nach Ungarn und in die Slowakei. Das Negativszenario modelliert dies unmittelbar. |
| Abregelung und Anschlusskapazität | Mittel | Das UA-BEI-Netz ist vergleichsweise schwach. Ein Abregelungsabschlag von 2 % ist eingeplant; verbindliche Kapazitätsangaben kommen mit den technischen Anschlussbedingungen. Die Ergänzung um einen Batteriespeicher am Umspannwerk ist die naheliegende Maßnahme einer späteren Phase und würde zugleich den Capture-Preis erhöhen. |
| Währungsinkongruenz | Niedrig | Erlöse in Hrywnja gegenüber Fremdkapital in Euro und Anlegerrenditen in Euro, ohne tiefen Markt für langfristige Absicherungen. Teilweise ausgeglichen, weil die ukrainischen Großhandelspreise der euro-denominierten Importparität folgen und die regulatorische Obergrenze periodisch nach oben angepasst wird. |
Dreißig Megawatt winterstarker Kapazität in der am wenigsten angriffsexponierten Region der Ukraine sind ein unmittelbarer Beitrag zur nationalen Energiesicherheit und nicht nur zur Dekarbonisierung. Das redliche Gegengewicht lautet: Der Bau auf Bergrücken in den Karpaten hat einen realen ökologischen Preis, und dieser Preis sollte neben dem Nutzen genannt werden.
Zuwegungen und Anlagenstellflächen auf einem bewaldeten Bergrücken erfordern Rodungen, zerschneiden Lebensräume und verändern die Hydrologie des Gebirges, und Kammlinien sind Zugkorridore von Vögeln und Fledermäusen. Diese Wirkungen sind über die Lebensdauer der Anlage dauerhaft und danach teilweise dauerhaft. Risikominderung — Micro-Siting abseits sensibler Flächen, saisonale Abschaltprotokolle während der Zugzeiten, kompensatorische Aufforstung und ein finanziertes Vorteilsprogramm für die Gemeinde — verringert sie, beseitigt sie aber nicht. Anleger, die Biodiversität stark gewichten, sollten wissen, dass dieses Projekt ein schwierigerer ESG-Fall ist als die Projekte aus Solar plus Speicher, die auf Ackerland liegen.
Jede quantitative Aussage auf dieser Seite lässt sich auf eine der nachstehenden Quellen oder auf das darauf aufbauende Finanzmodell zurückführen. Wo ein Wert nicht anhand einer Primärquelle verifiziert werden konnte, haben wir dies im jeweiligen Abschnitt kenntlich gemacht, anstatt eine Schätzung als Tatsache darzustellen.
Alle Euro-Beträge sind zum Kurs von 1 € = 51,0 ₴ umgerechnet, dem Mittelkurs für Juli 2026.
Dieses Dokument dient ausschließlich Informationszwecken und stellt weder ein Angebot zum Verkauf noch eine Aufforderung zum Kauf von Wertpapieren dar; es ist auch keine Anlage-, Rechts- oder Steuerberatung. Zukunftsbezogene Angaben sind modellierte Projektionen auf Grundlage der genannten Annahmen und werden von den tatsächlichen Ergebnissen abweichen. Ukrainische Energieprojekte sind mit Risiken verbunden, die unter anderem bewaffnete Konflikte, die Zerstörung von Vermögenswerten, die Nichtkonvertierbarkeit der Währung, regulatorische Änderungen und den Ausfall von Vertragspartnern umfassen. Anleger können den gesamten investierten Betrag verlieren. Potenzielle Anleger sollten unabhängigen Rat einholen und sich vor der Bereitstellung von Kapital von der Richtigkeit jeder einzelnen Annahme überzeugen.