Wirtschaftlichkeit Geothermieprojekt Holzkirchen

Transkript

1 Wirtschaftlichkeit Geothermieprojekt Holzkirchen Marktgemeinde Holzkirchen Informationsveranstaltung, 27. Februar 2012 Dr. Thomas Reif, [GGSC]

2 Die Themen: 1. Projekt 2. Investitionen 3. Finanzierung 4. Aufwendungen 5. Rentabilität und Szenariobetrachtungen 6. Fündigkeitsversicherungskonzept 7. Fazit und nächste Schritte 2

3 1. Projekt Versorgungsziel: ca. 5-6 MW el und Wärmeversorgung Holzkirchen 100% kommunales Projekt der Gemeinde bzw. der Gemeindewerke 3

4 Versorgungsbeispiel Holzkirchen in 10 Jahren Wärmeerzeugung: MWh Stromerzeugung kwel, MWh Leistung in kw th Spitzenlast Gas, Wärmeerzeugung: MWh Grundlast Geothermie kwth, Wärmeerzeugung: MWh (75%) Reservelast Gas Leistung in kw el Wärme für ganz Holzkirchen, zu 75% aus Geothermie Strom für ca Haushalte Stunden 4

5 Lohnend - Kommunale Energieversorgung mit Geothermie 365 Tage und 24h/Tag verfügbar, realistisch zu ca. 95% (Grundlast) Sehr langfristig - viele Jahrzehnte - verfügbares Wärmereservoir Geringer Flächenverbrauch und örtlich verfügbar Bedeutender Beitrag zum Klimaschutz Keine Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen (Versorgungssicherheit) Wärme aus Geothermie ist für die Bürger nachhaltig wettbewerbsfähig und preisstabil (Heizen mit Kapital statt Brennstoff) Strom aus Geothermie rechnet sich derzeit über den EEG-Mechanismus, noch vor Ablauf der EEG-Phase wohl aber zu Marktpreisen Förderung der regionalen Wertschöpfung Steigerung der Standortattraktivität 5

6 Projektzeitplan Die nächsten Schritte (ehrgeiziger grober Zeitplan): Q1 2012: Projektbeschluss Q2 - Q4 2012: Bohrausschreibung, Bohrvergabe, Beginn Bohrplatzbau Verhandlung Versicherungs- und Finanzierungskonzept Q2 - Q Versicherungsschutz verfügbar ab Q Finanzierung verfügbar in 2013 nach Einsatz der Eigenmittel Q1 - Q4 2013: Gt1, Gt2, Langzeitpumpversuch Q1 - Q2 2014: Planung, Vergabe Übertageanlagen (Kraftwerk) Q3 - Q4 2015: Lieferung, Montage Kraftwerk : Inbetriebnahme (vorsorglich Laufzeit in 2016 nur zu 70% kalkuliert) 6

7 2. Investitionen (ohne Wärmenetz) Investitionen Errichtungsphase Summe Grundstück, Infrastruktur, Projektentwicklung Bohrungen Geothermieversicherungen (Fündigkeit etc.) Pumpen, Pumptests Thermalwassertrasse Kraftwerk Summe Planungsstand September

8 Aufteilung der Investitionen (ohne Reinvestitionen) Management, Planung, Gutachten 4% Pumpen 3% Grundstück 1% Projektentwicklung bis % Projektentwicklung % Bohrung Gt1 21% Kraftwerk 32% Bohrung Gt2 20% Wärmeübergabe 1% Thermalwassertrasse 4% Geothermieversicherungen 9% Langzeitpumptests 2% 8

9 3. Finanzierung Mittelherkunft Errichtungsphase Eigenkapital Fremdkapital Gesamt Finanzierung der Investitionen des negativen Cashflows der Bauzinsen 9

10 4. Rentabilität Real Case (150 C, 100 l/s) Umsatz, Betriebsaufwendungen, Ergebnis vor Steuern Übergang vom Strombezug zum Eigenverbrauch des Geothermiestroms Betriebsaufwendungen Euro Umsatzerlöse Projektergebnis vor Steuern -Strom, - Personal, - Abschreibungen, - Versicherungen, - Zinsaufwendungen, - Wartung, - Sonstige lfd. Aufwendungen 5 Jahre Bauphase ( ) danach Gewinnschwelle 10

11 Erläuterung Gewinnschwelle - Zeigt das erste positive Projektergebnis vor Steuern - Wird mit dem Jahr der Kraftwerks-Inbetriebnahme (2016) erreicht Erlöse - Strom: Anfangs geringere Betriebsstunden des Kraftwerks unterstellt ( Sicherheitspuffer ), danach konstant gemäß EEG-Vergütung Wenn EEG-Vergütung < Stromeinkaufspreis, dann wird der Geothermiestrom selbst genutzt (hier: 2023, unterstellter Strompreis 140 /MWh, Preissteigerung 5% p.a.) Steigen die Strompreise weniger stark, dann verbessert sich die Projektrentabilität - Wärme: Derzeit nur pro forma Wärmeszenario mit 1,5 MW Grundlast (vorsichtige Betrachtung, Projekt muss sich auch ohne Wärme rechnen) Eine stärkere Wärmenutzung ist beabsichtigt und würde die Rentabilität verbessern 11

12 Abhängigkeit der Rentabilität von der Geologie 10,00% Projektrendite vor Steuern (Interne Verzinsung Free Cashflow) Real Case 150 C 120 l/s IRR des Free- Cashflow: 5,76% "Projektrendite" vor Steuern 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% -2,00% 5,76% Schüttung in l/s 160 C 150 C 145 C 140 C Gesamtkapitalrendite: 6,59% Eigenkapitalrendite: 9,46% Hier vereinfacht dargestellt mit konstanter Förderhöhe (Druckniveau) trotz variierender Schüttung 12

13 Schuldendienstdeckungsfähigkeit Worst Case Mio Worst Case - Schüttung 80 l/s, Temperatur 140 C, Förderhöhe 700 m/gok EBITDA 2023 Schuldendienstdeckungsgrad: 1, Jahr Kapitaldienst Selbst im Worst Case noch Liquidität vorhanden - Entnahmemöglichkeiten aber nahe Null - Schwelle zum Versicherungsfall Die Versicherung muss an dem Punkt greifen, an dem das Projekt unrentabel in der Ausprägung wird, dass die Kapitaldienstdeckungsfähigkeit gegenüber den Fremdkapitalgebern nicht mehr gewährleistet ist das ist ab dem Worst Case mit 140 C / 80 l/s bzw. ca.25,4 MW der Fall 13

14 6. Fündigkeitsversicherungskonzept (Entwurf) Ziele: Echte Versicherung Schutz vor GAU, nicht vor Gewinnreduzierung Tilgungsfähigkeit muss durch Fündigkeitsversicherung gewährleistet sein Totalverlust der (kommunalen) Steuergelder muss ausgeschlossen sein Es besteht ein gewisser Gestaltungsspielraum bei der Höhe der Versicherungssumme, nicht jeder Cent Vorlaufkosten muss einbezogen werden (Frage der Zweckmäßigkeit und der politischen Willensbildung!) Die Amortisationskraft bei reiner Wärmenutzung (gescheitertes Stromprojekt) kann zur Verringerung der Versicherungssumme berücksichtigt werden, wohl aber erst bei Gt2, weil die Investitionen je Bohrung so hoch sind Gleitende Auszahlungen erscheinen soweit sinnvoll definierbar möglich Basis für Konzeptentwicklung: 140 C und 80 l/s bzw. ca. 25,4 MW th 14

15 Versicherungssummen Mutmaßlich Optionskonzept, d.h. Versicherung für Gt1 und Option für Gt2, wobei aber feststeht, dass beide Bohrungen versichert werden (Bank!) Versicherungssumme Gt1 wohl +/- 17 Mio. Versicherungssumme Gt2 entweder: aus Gesamtinvestition, also +/- 34 Mio. (Vorstellung/Szenario: Projektabbruch nach nichtfündiger Gt2) oder: aus Investition Gt2, also +/- 18 Mio. (Vorstellung/Szenario: nach nichtfündiger Gt2 wird eine Gt3 aus der Versicherungssumme finanziert) ggf. abzgl. Amortisationspotential aus einem Wärmeprojekt von z.b. 10 Mio. (Vorstellung/Szenario: das darf die Dublette kosten, wenn aufgrund ungenügender Fündigkeit nur ein reines Wärmeprojekt in vergleichbarer Größe wie Pullach, Unterföhring etc. umgesetzt wird) Konzept wird in enger Abstimmung mit den finanzierenden Banken und in Abhängigkeit von der Prämienhöhe zu diskutieren sein 15

16 7. Fazit und nächste Schritte Fazit: Das Geothermieprojekt zeigt eine robuste Ökonomie Selbst der Worst Case einschließlich 10% Budgetüberschreitung ist finanziell beherrschbar Das innovative Finanzierungsmodell ermöglicht eine 100%ige kommunale Projektträgerschaft Nächste Schritte (aus wirtschaftlicher und juristischer Perspektive): Versicherungs- und Finanzierungskonzept schärfen und zur Unterschriftsreife bringen Projektstruktur konzipieren (gesellschafts-, steuer- und aufsichtsrechtlich) Wirtschaftlichkeitsanalyse anlassbezogen aktualisieren 16

17 Dr. rer. pol. Thomas Reif Dipl.-Volksw., Rechtsanwalt, Fachanwalt für Steuerrecht [GGSC] Gaßner, Groth, Siederer & Coll. Partnerschaft von Rechtsanwälten Berlin Frankfurt (O) Augsburg Provinostraße Augsburg Telefon 0821 / Telefax 0821 / reif@ggsc.de 17