Wirtschaftliche Herausforderungen für den Ausbau der Wasserkraft in Österreich. Dr. Jürgen Neubarth :: Wien, 15. Februar 2017

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Klara Brauer
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1 Wirtschaftliche Herausforderungen für den Ausbau der Wasserkraft in Österreich Dr. Jürgen Neubarth :: Wien, 15. Februar 217

Vorstellung wesentlicher Ergebnisse einer Studie für den WWF Österreich Inhalte der Studie im Überblick Energiepolitische und energiewirtschaftliche

2 Vorstellung wesentlicher Ergebnisse einer Studie für den WWF Österreich Inhalte der Studie im Überblick Energiepolitische und energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen Wirtschaftlichkeitsbewertung aktueller Wasserkraftprojekte Förderung des Wasserkraftausbaus in Österreich IEWT 217 :: 15. Februar 217 1

3 Wirtschaftlichkeitsbewertung aktueller Wasserkraftprojekte in Österreich Insgesamt wird für 159 Wasserkraftprojekte die Wirtschaftlichkeit anhand der folgenden Kennzahlen indikativ bewertet: Spezifische Investitionskosten Spezifische Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Electricity, LCOE) Interner Zinsfuß (Internal Rate of Return, IRR) IEWT 217 :: 15. Februar 217 2

4 Eingangsparameter Wirtschaftlichkeitsbewertung Engpassleistung und Regelarbeitsvermögen: Angaben Kraftwerksbetreiber Investitionskosten: Angaben Kraftwerksbetreiber sowie für Kleinstwasserkraft teilweise angenähert aus OeMAG-Daten Kosten für Betrieb und Wartung: Literaturwerte validiert mit Angaben Kraftwerksbetreiber Kosten für Netzverlust- und Systemdienstleistungsentgelt sowie Primärregelung Tarif- und Investitionsförderungen Ökostromgesetz Kapitalkosten: Sensitivitäten mit WACC 4,5% und 5,5% Betrachtungs-/Abschreibungsdauer: Sensitivitäten mit 5 und 8 Jahren Erlöse für Stromeinspeisung unter Berücksichtigung Marktwertfaktoren: Strompreisszenario enervis Best Guess Q II 216 sowie Sensitivität mit verzögertem Anstieg der Großhandelsstrompreise IEWT 217 :: 15. Februar 217 3

5 159 Wasserkraftprojekte mit Regelarbeitsvermögen von knapp 4 TWh/a für Bewertung berücksichtigt Anlagenanzahl Regelarbeitsvermögen [GWh/a] > >225 IEWT 217 :: 15. Februar 217 4

6 Erfasste Wasserkraftanlagen repräsentieren ein Investitionsvolumen von über 4 Mrd. Euro Investitionskosten [Mio. 216 ] Mittlere spezifische Investitionskosten 1,4 [ 216 /kwh] 1,2 1,8 2., >225,4, >225 IEWT 217 :: 15. Februar 217 5

7 Angabe der Investitionskosten nicht immer konsistent: Beispiel für ein Laufwasserkraftwerk Investitionskosten in Mio. Veröffentlichte Investitionskosten* *Jahr der Veröffentlichung Analyse Datenbasis Bis 214 Investitionskosten in Geschäftsberichten eines der Projektentwickler genannt 217 Investitionskosten nach Überführung in eine Projektgesellschaft deutlich nach Unten angepasst Ø Kosten für ursächlich mit Kraftwerksvorhaben zusammenhängende Infrastrukturbaumaßnahmen aus Projektgesellschaft herausgelöst und an einen der Gesellschafter übertragen Ø Investitionskostenzuschuss gemäß Ökostromgesetz ggf. von Projektkosten bereits abgezogen Im Weiteren unklar, ob Kosten der Projektentwicklung an Projektgesellschaft weitergereicht wurden IEWT 217 :: 15. Februar 217 6

8 LCOE liegen zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme durchwegs unter den Börsenstrompreisen LCOE für Betrachtungsdauer 5 Jahre (links) und 8 Jahre (rechts) [ 216 /MWh 11 [ 216 /MWh LCOE 8a LCOE 5a EPEX Spot EEX Yearly Base Future enervis Best Guess Q2/216 Sensitivität "Delayed" Yearly Base Future abgeleitet aus mittleren Notierungen April 216 IEWT 217 :: 15. Februar 217 7

9 Großhandelspreise für Projektbewertung Bewertungsrelevanter Basepreis [ 216 /MWh] EPEX Spot Base EEX Yearly Future 4/216 enervis Szenario Q2/216 Sensitivität "Delayed" Einordnung Spotpreisprognose enervis [ 216 /MWh] Prognos/EWI/GWS - Referenzprognose/Trendszenario (214) Prognos/EWI/GWS - Zielzenario (214) frontier economics/formaet - Szenario Referenz (214) EnergyBrainpool - Szenario EEG 214 (214) r2b - Referenzszenario (214) r2b - Szenario Aktionsprogramm (214) Greenpeace/BET - Greenpeace Szenario (215) EWL/BET/Trianel - DESIRE (214) EWI - Effekte Kohleausstieg (216) enervis Best Guess Szenario (QII/216) EEX/EPEX Spot EEX Baseload Year Future* * Mittelwert höchster und niedrigster Abschlusspreis April IEWT 217 :: 15. Februar 217 8

10 Je nach Szenario erreichen zwischen 25 und 95% des kumulierten RAV die Wirtschaftlichkeit IRR für WACC 4,5% und enervis Strompreisszenario Best Guess Q2/16 IRR für WACC 5,5% und Strompreissensitivität "Delayed 16% 16% 14% 14% 12% 12% 1% 1% 8% 8% 6% 6% 4% 4% 2% 2% % -2% kumuliertes RAV [GWh/a] % -2% kumuliertes RAV [GWh/a ] -4% 5a 8a -4% 5a 8a IEWT 217 :: 15. Februar 217 9

11 Wasserkraftanlagen zwischen 2 und 1 MW zeigen tendenziell höchste Wirtschaftlichkeit Bandbreite IRR über Engpassleistung für Strompreisszenario enervis Best Guess Q2/16 IEWT 217 :: 15. Februar 217 1

12 Klein(st)e Wasserkraftanlagen profitieren überdurchschnittlich von ÖSG-Investitionsförderung IRR für WACC 5,5%, Strompreisszenario Delayed und 5 Jahre Betrachtungsdauer 1% Ohne Investitionsförderung 1% Mit Investitionsförderung 3,% Differenz (Förderrendite) 9% 9% 8% 8% 2,5% 7% 7% 2,% 6% 6% 5% 5% 1,5% 4% 4% 3% 3% 1,% 2% 2%,5% 1% 1% %,1 1, 1, 1, Engpassleistung in [MW] %,1 1, 1, 1, Engpassleistung in [MW],%,1 1, 1, 1, Engpassleistung in [MW] IEWT 217 :: 15. Februar

13 Zusammenfassung Wasserkraftprojekte profitieren von mittel- und langfristige wahrscheinlichem Anstieg der Börsenstrompreise Stromgestehungskosten jedoch zum Teil auch langfristig über Börsenstrompreis Ein Drittel der bewerteten Wasserkraftanlagen damit tendenziell unwirtschaftlich Wirtschaftlichkeit zum Teil auch ohne Förderungen möglich Passus im Ökostromgesetz keine geeignete Hilfestellung zur Bewertung des tatsächlichen Förderbedarf IEWT 217 :: 15. Februar

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