Investitionsrechnung von konventionellen Kraftwerken und Windparks

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1 Investitionsrechnung von konventionellen Kraftwerken und Windparks 5. Göttinger Energietagung Dr. Michael Ritzau 11./

2 Kurzvorstellung Dr.-Ing Michael Ritzau Jahrgang 1956 Studium Elektrotechnik an der RWTH Aachen, 1989 Promotion am Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen: Technisch-wirtschaftliches Substitutionspotenzial Erneuerbarer Energien 1988 Gründung der BET - Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH in Aachen zusammen mit seinem Partner Dr.-Ing. Wolfgang Zander Thematische Schwerpunkte : Marktdesign Projektentwicklung Kraftwerksprojekte Transportnetze Strom, Kraftwerksnetzanschluss Strategieberatung, Politikberatung Beratung von Entscheidungsträgern Bundesfachkommission Energiepolitik im Wirtschaftsrat, Ausschuss Brennstoffe und Wasser im VIK; Plattform Erneuerbare Energien beim BMU Mitgliedschaft in FGE, IAAE Kaminabend IAEW

3 Inhalt Herausforderung 1: Flexibilitätsoptionen I Teil 1 I Herausforderung 2: Märkte für Kapazitätssicherung I Teil 2 I Herausforderung 3: Ausbau und Optimierung Transportnetz I Teil 3 I Herausforderung 4: Verteilnetze I Teil 4 I Herausforderung 5: Regulierung I Teil 5 I Kaminabend IAEW

4 Die Energiewende Ausbau der erneuerbaren Energien offshore onshore PV Kernenergieausstieg Steigerung der Energieeffizienz Senkung Stromnachfrage Umbau Kraftwerkspark offshore Transport- Verteil- Smart Grid netze netze Grids EEG-Vermarktung Großhandelspreis Strom Ausbau der Netzinfrastruktur Netzentgelte Endkundenpreis Strom Gesprächskreis Netze und Speicher, Düsseldorf,

5 Vorgehensweise Kraftwerksbewertung Betrachtungszeitraum bis max Brennstoffpreise CO 2 -Preise Kraftwerkspark (Bestand) Kuppelkapazitäten Restriktionen (Pegelstände) technische/wirtschaftliche Kraftwerksparameter Investitionskosten Finanzierung fixe Betriebskosten Energiemarkt- Szenario Kraftwerkseinsatzoptimierung Strommarktmodell Stündliche Strompreise Stromerlöse (Spotmarkt + Regelenergie) Pumpstromkosten Businessplanung Regelenergiepreise Kraftwerkspark Kraftwerkseinsatz stündl. Erzeugung stündl. Pumpstrom Deckungsbeitrag GuV Cash-Flows Kennzahlen (RoI, RoE, Barwert) BDS Challenges

6 Investitionskosten, Finanzierungskonditionen, Betriebskosten und Erlöse bestimmen den Wert der Investition Kaufpreisfindung: Ableitung des Barwerts aus Cashflows (bei gegebenen Kaufpreis: Berechnung des IRR) Eigen- und Fremdkapital Investition Erlöse und Kosten (Betrieb & Finanzierung) Prognose der Cash Flows Spezifische gewichtete Kapitalkosten (WACC) Barwert Bestimmung des Diskontierungszinssatzes Windkraft Investitionen 6

7 Planung ist, das Chaos durch den Irrtum zu ersetzen: Jährlicher PV Zubau im Vergleich zum Plan aus 2007, als viele konventionelle Neubaukraftwerke beschlossen wurden Zubau an PV hat Erwartungen erheblich übertroffen * * = bis Februar 2013 Quelle: BET-Datenbank, BNetzA Kaminabend IAEW

8 Die Preise für den konventionellen Markt ändern sich massiv! Erstmals lag an einem Werktag der Peak unter dem Base Kaminabend IAEW

9 Die Preise für den konventionellen Markt ändern sich massiv! Der Kurzfristhandel gewinnt erheblich an Bedeutung Extreme negative Preise zu Weihnachten 2012 erstmals ein negativer Basepreis Extrem hohe Intraday Preise im April 2013 Kaminabend IAEW

10 Merit-order Effekt der Erhöhung des EE-Anteils mehr EE weniger EE zusätzliche EE-Leistung Preiseffekt Vermarktung der gesamten EEG-Einspeisung durch Transportnetzbetreiber an den Spotmärkten Kernenergie Braunkohle Steinkohle GuD GT Verschiebung der Merit Order nach rechts bei zusätzlichen EE-Kapazitäten bei unveränderten thermischen Kapazitäten Preis-senkender Effekt (Großhandelsmarkt) bei funktionierendem Wettbewerb geringere Auslastung der thermischen Kraftwerke Verschlechterung der Wirtschaftlichkeit von thermischen Kraftwerken Kaminabend IAEW

11 Price estimate - Germany - Base: Peak: Offpeak: Mo till So till Uhr Mo till Fr till Uhr Mo till Fr till Uhr & Sa till So till Uhr Spotmarkpreise Sommertag Spotpreise bei heutigem Marktdesign. Preise am Großhandelsmarkt steigen nur moderat Grund ist die Verdrängung durch erneuerbare Energien mit niedrigsten Grenzerzeugungskosten. Kaminabend IAEW

12 Clean Spark Spread & kurzfristiger Deckungsbeitrag Gas-GuD - Deutschland - Definition Clean Spark Spread Strompreis (peak) abzüglich variable Kosten einer modernen Gas-GuD-Anlage Netto-Wirkungsgrad 60% Sonstige variable Kosten 1 je MWh(elektrisch) Transport- und Strukturierungskosten Gas 1,9 je MWh(thermisch) Bandbreite Vollkosten Definition kurzfristiger Deckungsbeitrag Strompreis (bei Einsatz) abzüglich variable Kosten einer modernen Gas-GuD-Anlage Netto-Wirkungsgrad 60% Sonstige variable Kosten Transport- und Strukturierungskosten Gas Vereinfachte Kraftwerkseinsatzoptimierung des Kraftwerks (Einsatz, wenn stündlicher Strompreis größer variable Erzeugungskosten der Gas-GuD-Anlage bei Nennleistung)* * Vernachlässigung von Anfahrvorgängen und Teillastverhalten des Kraftwerks Keine Vollkostendeckung am Spotmarkt absehbar Gesprächskreis Netze und Speicher, Düsseldorf,

13 Ergebnisse Stündliche Kraftwerkseinsatzoptimierung im Basisszenario Finanzielle Situation ausgewählter Kraftwerkstypen bei Vollkostenbetrachtung 20 [ je kw] Gasturbine GuD aktuell GuD Zukunft GuD Wärme Steinkohle neu Reine Spotvermarktung bietet keinen Investitionsanreiz Kaminabend IAEW

14 Notwendige Preissignale für eine Vollkostendeckung eines GuD - Kraftwerkes 100 Notwendige 'Knappheits-Preise' für ein GuD Stündliche Spotpreise mit /MWh Erhebliche Windfall-Profits für (abgeschriebene) Bestandsanlagen! Kaminabend IAEW

15 Bewertung eines Assets Woher kommt der Flexibilitätswert? Wahrscheinlichkeit des Spreads Erwarteter Spread < Erwarteter Erlös Erlös aus dem Kraftwerk Der Spread ist zufällig besser oder schlechter als erwartet. Aber das Asset partizipiert von positiven Preisbewegungen stärker als von negativen. Der erwartete Erlös ist höher als der 0 erwartete Spread. Dies stellt ein zusätzliches Wertpotential Flexibilitätswert dar. Gesamtwert des Kraftwerkes als Realoption Werttreiber: erwartete Volatilität der Preise/Spreads Spreads innerer Wert (Kapitalwert) + Zeitwert (Möglichkeit der Wertsteigerung im Zeitverlauf) Das Kraftwerk bzw. jede Form von Leistungsflexibilität setzt sich demnach zusammen aus einem inneren Wert sowie einem Zeitwert (Flexibilitätswert). BDS Challenges

16 Unterschiede in den Bewertungen Kohlekraftwerke sind deutlich bei den aktuellen spreads im Geld. Der Anteil des Flexibilitätswertes ist damit gering. Bei GuD-Kraftwerken sind nur ausgewählte Stunden im Geld. Sie besitzen damit einen ausgeprägten Zeitwert. Speicher lassen sich praktisch ausschließlich über stochastische Optimierung bewerten. Allerdings verdienen beide auch unter Berücksichtigung des Mehrwertes aus der Flexibilität nicht ihre Vollkosten. BDS Challenges

17 Leitfragen Konventionelle Kraftwerke müssen sich in einem schrumpfenden Markt behaupten. Setzt der Energy-Only-market dauerhaft die richtigen Investitionssignale? Brauchen wir ergänzende Kapazitätsmechanismen? Bestandskraftwerke Neubaukraftwerke Strategische Reserve? Selektive oder fokussierte Kapazitäsmärkte Umfassender Leistungsmarkt EWI-Gutachten VKU-Gutachten Würde die vollständige Integration der Erneuerbaren Energien in den Strommarkt (vollständige Direktvermarktung, Beteiligung im Regelenergiemarkt) das Investitionsdilemma beseitigen? Wie können Fehlsteuerungen vermieden werden? Sind Allokationssignale für den Kraftwerksstandort eine sinnvolle Weiterentwicklung (z. B. G-Komponente)? Soll die gemeinsame Optimierung von Netzausbau und Kraftwerksstandortwahl angereizt werden? BDS Challenges

18 Investitionsrechnung von Windenergieanlagen Wind- & Stromertrag Verträge & Genehmigungen Vermarktung Sonstige Risiken & Randbedingungen Anlagenparameter Windverhältnisse Investkosten O&M-Kosten TBF/KBF Bauzeit Vergütung im EEG-Regime Vermarktung danach Kostenpuffer Zeitpuffer Zinsen EK Anfo Laufzeit Financial Model (ggf. Szenarien) Beeinflusst durch: - Standort - Anlagentechnik Beeinflusst durch: - Marktlage (WP), - WP-Größe, - Hersteller Beeinflusst durch: - Strommarkt, - Förderung (- Betriebsführung) Beeinflusst durch: - Kapitalmarkt, - Risikoprofil, - Projektentwickler Windkraft Investitionen 18

19 Windertrag und Erträge / Stromvermarktung Windertrag Referenzdaten für Standort Nähe, Historie und Zuverlässigkeit Modellierung der Windverhältnisse Nettoertrag unter Berücksichtigung: Verschattungseffekte im Windpark (auch Farm Efficiency, Wake Effect) Anlagenverfügbarkeit (aufbauend auf der technischen Verfügbarkeit lt. Hersteller) Wahrscheinlichkeit der Ertragsverteilung (z.b. P50, P75 oder P90) Wirkungsgrad des Systems (i.w. elektrisch) Weitere Unsicherheiten (Profilfaktor, Power Curve compliance..) Alterungseffekte Vergleich zu anderen Windparks u.a. bez. Vollaststunden EEG Erträge / Stromvermarktung OWP: Wahl des Stauchungsmodells Einschätzung Markt nach EEG Zeit / Chancen der Direktvermarktung Höhe der Preise, Inflationsansatz, Art der Vermarktung (z.b. Spot), Einfluss der Windenergieeinspeisung Strukturrisiko und Ausgleichsenergierisiko Windkraft Investitionen 19

20 Kosten Investitionskosten: vertragliche Sicherung, Reserven / Puffer Kostenindizierung: Invest, aber auch O&M Betriebskosten: Wartungs- & Instandhaltungskosten (Reparaturen; Kostensteigen mit der Zeit an) kfm./techn. Betriebsführung, Versicherung (vs. Garantien d. Hersteller) Pachten Sonstiges (Gutachten, etc.) Finanzierung: EK Anteil (steigt bei höherem Risiko) FK-Zins (derzeit historisch niedrig) Sonstige Einflüsse: Garantien der Hersteller (Haftungssumme, Haftungs-Ausschlüsse) Versicherungssituation: Prämienhöhe, Umfang Mitbestimmung der Eigentümer / Einfluss Windkraft Investitionen 20

21 Leitfragen Beibehaltung einer festen Einspeisevergütung im EEG Als Energieerlös Ct/kWh Als Kapazitätszahlung /MW a Einspeisevorrang? Verbindliche Verpflichtung zur Direktvermarktung? Durch zentrale Instanz, z. B. ÜNB Durch Anlagenbetreiber Wettbewerbsmodelle statt staatlich vorgegebener Einspeisevergütung Quotenmodell Auktionsmodell BDS Challenges

22 Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH BET GmbH BET Dynamo Suisse AG Aachen Leipzig Hamm Zug Zofingen Puidoux Alfonsstraße Aachen Karl-Liebknecht-Straße Leipzig Rotdornschleife Hamm Poststrasse Zug Junkerbifangstrasse Zofingen Route du Vergnolet Puidoux Telefon Telefax info@bet-aachen.de Telefon Telefax info@bet-leipzig.de Telefon Telefax info@bet-hamm.de Telefon Telefax info@bet-dynamo.ch Telefon Telefax info@bet-dynamo.ch Kaminabend IAEW Telefon Telefax info@bet-dynamo.ch 22