Stresstest für den Windpark

Transkript

1 Stresstest für den Windpark 23. Windenergietage Potsdam, 12. / Thomas Zirngibl Wind Cert Services TÜV SÜD Industrie Service GmbH

2 TÜV SÜD IS Wind Cert Services Akkreditiertes Prüflaboratorium gemäß DIN EN ISO/IEC 17025:2005 WINDGUTACHTEN & WINDATLANTEN WINDMESSUNGEN TURBULENZ- & EXTREMWINDGUTACHTEN SCHALL- & SCHATTENWURFGUTACHTEN MESSUNG DER SCHALLIMMISSION (BImSchG) MESSUNG DER LEISTUNGSKURVE BELASTUNGSMESSUNG STANDORTKALIBRIERUNG Zugelassener Sachverständiger für Richtlinie für Windenergieanlagen: Einwirkung und Standsicherheit für Turm und Gründung EISFALLGUTACHTEN WIEDERKEHRENDE PRÜFUNGEN Folie 2

3 Referenzliste > 70 DD Windparks in Deutschland > 150 DD Windparks onshore gesamt TDD Portfolio DIF 57 MW Aktuelle Projekte Lender s Engineer Suloglu (TR) 66 MW Folie 3

4 1 Technische Due Diligence Wieso und Wie? 2 Praxisbeispiele Folie 4

5 Due Diligence Wieso? Sponsor / Investor Finanzierer Kapitalrisiko ca. 20% / ++ ca. 80% Upside potential 100% 0% Wesentliches Ziel Erreichung des IRR Zins und Tilgung Bewertungsmethode Cash-Flow Due Diligence = das Ziel zur Identifikation von Risiken, deren Quantifizierung sowie Maßnahmen zur Abwendung immer bezogen auf den Cash Flow. Folie 5

6 Schematischer Kaufprozess Käufer Investitionskonzept Portfolioanalyse Parameter Prüfung Parameter Cash-Flow model Konditionen NBO Findings / Offene Punkte Risikomanagement SPA Entwurf Übernahme & Betrieb Signing & Closing Binding Offer Exklusivität Non-binding Offer Exposée Kontaktaufnahme Verkaufsprozess Auswahl der Partner Vergleich der Angebote Vergleich der Konditionen Def. Weiterer DD Prozess SPA, wraps and warranties Abgleich NBO Abarbeitung offener Punkte Verkäufer Folie 6

7 Klassifizierung von Risiken Betriebsrisiko Managementrisiko Fertigstellungsrisiko Absatzrisiko Force Majeure Risiko Windrisiko Windpark Wechselkurs- & Inflations- & Zinsrisiko Zulieferrisiko Marktrisiko Vertragsrisiko Regulierungsrisiko In Anlehnung an: Handbuch Windenergie, Jörg Böttcher, Oldenburg Verlag, 2013 Folie 7

8 Beispiele Fertigstellungsrisiko Betriebsrisiko Wirtschaftssanktionen Netzanschluss nicht hergestellt Serienschaden am Fundament Windrisiko Force Majeure Risiko Regulierungsrisiko Marktrisiko P50 (soll) > P50 (ist) in D: 5 gute Jahre zu Beginn Vereisung der Rotorblätter Windgeschwindigkeit zu hoch Streik bei Wartungsfirma EEG Dauer der Anfangsvergütung 10 H Regel in Bayern Ausschreibungsmodell ab 2017 Reduzierung Green Certificates in RO Strompreisvorhersage Skandinavien Strompreis nach EEG Vergütung Folie 8

9 Leistungsumfang der Due Diligence Versich erung Cashflow Layout Design Ertrag SCADA Rückbau SPA Site visit Permit Grid EPC / GU Geotech TSA Zubau Verfügbarkeit Standsicherheit Vergütung Pachtverträge TCMA Vertrag O&M für BoP O&M Vertrag Folie 9

10 Inhalt der Due Diligence Projektentwicklung Baureife Bauphase Betrieb Investment in the project development phase, before erection Investment into projects with a valid building permit Investment during the construction phase Investment of a wind farms in operation 0-24 month; 2-25 years Folie 10

11 TSA Leistungskennliniengarantie 11 (2) Auswahl der WEA zur Vermessung Idealerweise wird eine oder mehrere WEA schon im Vorfeld zur möglichen Vermessung festgelegt. Es kann nachträglich sein, dass keine WEA zur Vermessung nach IEC :2005 geeignet ist und die entsprechende Garantie damit verfällt. Weiterhin wäre eine Regelung zum Übertrag auf alle WEAs im Windpark wünschenswert, da wahrscheinlich nicht alle vermessen werden können! 11 (7) Berechnungsformel für den einmaligen Schadensersatz Der Schadensersatz basiert auf einem durchschnittlichen Windjahr, beinhaltet aber nicht den tatsächlichen Zeitraum der Nicht-Erfüllung, welcher laut Gewährleistung bis zu 24 Monate dauern kann. Weiterhin wird nur berücksichtigt, dass die LK der vermessenen WEA überprüft wird, alle anderen Anlagen des Windparks aber unberücksichtigt bleiben.! Folie 11

12 O&M Vertrag Garantie der Verfügbarkeit Verfügbarkeit von 98% Definition der Verfügbarkeit (z.b. Ausschluss Wartungszeiten) Definition von 98% (zeitlich, über alle WEA, Zeitraum) Berechnungsformel für Schadensersatz Bonusregelung bei Überschreitung der Verfügbarkeit Berücksichtigung von Min / Max / Cap Klauseln Konsistenz innerhalb des Vertrages Folie 12

13 Betrachtung der Verfügbarkeit Problem: Missverständnisse im Sprachgebrauch, da nicht sauber unterschieden wird zw.: A) Energetische Verfügbarkeit: WEA produziert nicht (ertragsrelevant) B) Technische Verfügbarkeit: Anlage betriebsbereit, aber produziert nicht (extern) C) Vertragliche Verfügbarkeit : geregelt im O&M Vertrag (Wartungsfirma zurechenbar) Beispiele: Vereisung: Regulärer Defekt Regelmäßige Wartung Zu niedrige Windgeschwindigkeit Keine Kommunikation möglich A, B A, B, C A, B (B)? Folie 13

14 O&M Vertrag Garantie der Verfügbarkeit Es gibt eine festgelegte untere Ertragsgrenze von 5000 MWh Falls die vertragliche Verfügbarkeit unter dem garantierten Wert liegt und der Mindestertrag nicht erreicht wird, so hat der Auftraggeber Anspruch auf Schadensersatz nach XX Falls die vertragliche Verfügbarkeit unter dem garantierten Wert liegt und der Mindestertrag erreicht wird, so hat der Auftraggeber keiner Anspruch auf Schadensersatz. Zusatzinformation: P50 der Windkraftanlage ist MWh Folge: Schadensersatz erst bei unter 83% Verfügbarkeit => Coverage Gap Folie 14

15 Zubau 1. Risiko Identifizierung Freistehender Windpark mit offenem Gelände N, SE, S RP / FNP Veröffentlicht 01/2013; process ongoing Alle WEA stehen innerhalb und abschließend in einem Vorrangebiet. Veröffentlichter Regionalplan enthält Erweiterung im N. Hohe Wahrscheinlichkeit, allerdings nicht in Hauptwindrichtung 2. Risiko Quantifizierung Ergebnis Zubau Case Loss Date Real 1.63% 2017 Best 1.40% 2018 Worst 3.13% Risiko Mitigierung Kaufpreisanpassung (Cash-flow) SPA Regelung (Zeitraum, Determinante, Bestimmung Schadensersatz) Folie 15

16 SCADA Feststellung: Nennleistung wird zu spät erreicht Problem mit der Steuerungssoftware oder mit dem Pitchantrieb Fragestellung: Auswirkung auf die Auswertung der Ist-Erträge? Problembehebung und Ertragssteigerung möglich? Feststellung: Partielle Leistungsreduktion Netzseitige Reduktion auflagenbedingte Reduktion, z.b. Schall oder Schatten Fragestellung: Auswirkung auf die Auswertung der Ist-Erträge? Bewertung der zukünftigen Entwicklung Feststellung: Hohe Nicht-Verfügbarkeit technische Defekte Externe Ursachen insbesondere Vereisung, Netzfehler Fragestellung: Systematische technische Probleme? Externe Ursachen in der Verfügbarkeit enthalten? Folie 16

17 SCADA Nachlaufströmungen mehrerer Anlagen kumulieren sich i.d.r. nicht adäquat abgebildet durch Wake-Modelle Folie 17

18 SCADA Handhabung von Eis - Alarm Bei Eis Alarm wird die WEA automatisch abgestellt Der Betriebsführer schaltet die Anlage binnen einer Minute per Fernbefehl wieder ein Wenig später folgt der nächste Stop Insgesamt 11 Stops aus guter Teillast an nur einem Tag Resultat: Kurzfristig mehr Energieertrag; langfristig deutlich erhöhte Lasten und Verschleiß Lösung: Betriebsführer ändert Strategie und Eisverluste werden bei der Bewertung des Parks einbezogen Folie 18

19 Genehmigung Risiko = Eintrittswahrscheinlichkeit x Schadensausmaß Falls nicht eindeutig, dann Definition von Szenarien Folie 19

20 Ertragsbewertung Im Idealfall 2 akkreditierte Windgutachten (können auch mal 4 sein) Prüfung der Ergebnisse hinsichtlich Konsistenz (Koordinaten, Leistungskennlinie, WEA Spezifikationen, etc.) Methodik (Strömungsmodell, Waldmodell, Datenauswertung Höhenextrapolation, Langzeitbezug) Plausibilität (Vergleichsergebnisse, Erfahrungswerte) Folie 20

21 Neue FGW TR6, Rev. 9 Validierungswindpark Geplanter Windpark < ca. 2 km in komplexen Gebiet, < ca. 10 km bei nicht komplex Min. 2/3 Nabenhöhe > 1 Jahr an monatliche Daten Langzeitbezug mit zwei Indices Zweite WEA evtl. nötig Technische Spezifikationen Betriebsmodi Vergleichbarkeit > 50 m = komplex Wald repräsentativ Folie 21

22 Wo die FGW nicht mehr hilft Standort I Modellfehler WAsP Abweichung WG zu Ist-Erträgen -20% -10% 0% Standort II Modellfehler Parkverluste Abweichung Validierung zu Ist-Erträgen +3% -3% -7% Standort III Wahl des Index Standardabweichung Ertrag BDB Index 9.36% 6.0 GWh / a Merra Index 9.22% 5.5 GWh / a? Folie 22

23 Energy index Kurzer Blick auf den Index V2003 V2006 V2011 Linear (V2003) Linear (V2006) Linear (V2011) Historische Aktualisierung des BDB Index Merra 2 Ix-e Windrisiko mit aktuellem BDB Index Year Folie 23

24 Betrachtung der Verlustfaktoren Abschätzung der Produktionsverluste Faktoren Verlust Kommentar A01 Anlagenverfügbarkeit 3.00% Gesamte technische Verfügbarkeit, geschätzt A02 Verfügbarkeit der Infrastruktur 0.30% Schätzwert A03 Umweltbedingte Abschaltungen 0.50% Vereisungsverluste, geschätzt A Summe Verfügbarkeitsverluste 3.80% Werte addiert B01 Abschattungsverluste (intern) 2.90% Berechnet im Windgutachten B01 Abschattungsverluste (extern) 0.00% keine bekannt B02 Elektrische Verluste 1.30% Berechnete Verluste B03 Eigenstromverbrauch 0.00% Kostenposition B04 Leistungskennlinie 0.20% Standortparameter und Degeneration, Annahme B05 Netzseitige Leistungsreduktion 0.00% Notwendigkeit nicht bekannt B06 Umweltbedingte Leistungsreduktion 0.00% Schallreduktion im Windgutachten berücksichtigt B07 Sektormanagement 0.00% Notwendigkeit nicht bekannt B Betriebsverluste 4.35% Produkt aus 1-Verlust A + B Gesamtverluste 7.99% Berechnet aus 1- (1-3.8% ) * (1-4.35%) Folie 24

25 Unsicherheit und Auswahl P-Wert Windgutachten Eingangsdaten Vorgehen / Methodik Ergebnisse Wahl des P-Wert Unsicherheit (Spreizung der P-Werte) Anpassung des Ertrages Base Case Wirtschaftlichkeitsberechnung Folie 25

26 Gesamterlöse über 20 Jahre [-] Dauer der Anfangsvergütung EEG 2014 fiktiver Einzelstandort mit Ertrag E in GWh / a 12 Mio 11 Mio Referenzertrag 10 GWh /a nur EEG Anfangs- & Grundvergütung Zinssatz 5.0% 10 Mio 9 Mio 8 Mio Mio 70.0% 80.0% 90.0% 100.0% 110.0% 120.0% 130.0% 140.0% E /R [-] EEG 2014 abgezinst E/R berechnet Bereich des Standortes GE prognostiziert E/R produziert GE tatsächlich ΔGE / GE 82.5% 1 9'469' % 8'734' % 110.0% 2 10'559' % 10'153' % 130.0% 3 10'810' % 10'743' % -10% gegenüber Prognose Folie 27

27 Dipl.-Phys. Thomas Zirngibl Gruppenleiter Gutachten & TDD TÜV SÜD Industrie Service GmbH Wind Cert Services Ludwig-Eckert-Straße Regensburg Tel.: +49 (0) thomas.zirngibl@tuev-sued.de Folie 28