Investitionsrechnung von konventionellen Kraftwerken und Windparks 5. Göttinger Energietagung Dr. Michael Ritzau 11./12.04.2013
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 18.01.2013 2
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 18.01.2013 3
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, 23.10.2012 4
Vorgehensweise Kraftwerksbewertung Betrachtungszeitraum bis max. 2050 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 2012 5
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 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Spezifische gewichtete Kapitalkosten (WACC) Barwert Bestimmung des Diskontierungszinssatzes Windkraft Investitionen 6
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 18.01.2013 7
Die Preise für den konventionellen Markt ändern sich massiv! Erstmals lag an einem Werktag der Peak unter dem Base Kaminabend IAEW 18.01.2013 8
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 18.01.2013 9
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 18.01.2013 10
Price estimate - Germany - Base: Peak: Offpeak: Mo till So 00.00 till 24.00 Uhr Mo till Fr 08.00 till 20.00 Uhr Mo till Fr 20.00 till 08.00 Uhr & Sa till So 00.00 till 24.00 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 18.01.2013 11
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, 23.10.2012 12
Ergebnisse Stündliche Kraftwerkseinsatzoptimierung im Basisszenario Finanzielle Situation ausgewählter Kraftwerkstypen bei Vollkostenbetrachtung 20 [ je kw] 0-20 -40-60 -80-100 Gasturbine GuD aktuell GuD Zukunft GuD Wärme Steinkohle neu -120-140 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Reine Spotvermarktung bietet keinen Investitionsanreiz Kaminabend IAEW 18.01.2013 13
Notwendige Preissignale für eine Vollkostendeckung eines GuD - Kraftwerkes 100 Notwendige 'Knappheits-Preise' für ein GuD Stündliche Spotpreise mit 1.000 /MWh 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Erhebliche Windfall-Profits für (abgeschriebene) Bestandsanlagen! Kaminabend IAEW 18.01.2013 14
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 2012 15
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 2012 16
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 2012 17
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
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
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
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 2012 21
Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH BET GmbH BET Dynamo Suisse AG Aachen Leipzig Hamm Zug Zofingen Puidoux Alfonsstraße 44 52070 Aachen Karl-Liebknecht-Straße 64 04275 Leipzig Rotdornschleife 23 59063 Hamm Poststrasse 26 6301 Zug Junkerbifangstrasse 2 4800 Zofingen Route du Vergnolet 8 1070 Puidoux Telefon +49 241 47062-0 Telefax +49 241 47062-600 info@bet-aachen.de www.bet-aachen.de Telefon +49 341 30501-0 Telefax +49 341 30501-49 info@bet-leipzig.de www.bet-leipzig.de Telefon +49 2381 4500-76 Telefax +49 2381 4500-57 info@bet-hamm.de www.bet-hamm.de Telefon +41 41 544 4602 Telefax +41 41 544 4603 info@bet-dynamo.ch www.bet-dynamo.ch Telefon +41 62 751 5894 Telefax +41 62 751 6093 info@bet-dynamo.ch www.bet-dynamo.ch Kaminabend IAEW 18.01.2013 Telefon +41 21 791 6545 Telefax +41 21 791 6530 info@bet-dynamo.ch www.bet-dynamo.ch 22