Offshore Windenergie Studie zur betriebswirtschaftlichen Rentabilität t von Offshore-Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee - Vortrag IEWT 2005 Wien - Dipl.-Wirt.-Ing. Till Jeske till.jeske@mailbox.tu-dresden.de Technische Universität Dresden DREWAG-Stiftungslehrstuhl EnErgiewirtschaft / EnergyEconomics -1-
Agenda 1. Einleitung und Zielsetzung 2. Herausforderung Offshore 3. EEG 2004 4. Objekt- und Fallbeschreibung 5. Investitionskostenberechnung und Annahmen 6. Ergebnisse 7. Fazit und Ausblick -2-
Einleitung und Zielsetzung Prognostizierter Boom in der Offshore-Windenergie Deutsche Bundesregierung setzt auf Ziel für f r 2010: 3.000 MW installierte Leistung offshore Stand Anfang 2005: 0 MW installierte Leistung Quelle: DEWI 2004-3-
Einleitung und Zielsetzung derzeit 7 genehmigte Offshore Windenergieprojekte beantragte Projekte insgesamt 33 davon Ostsee 6 Quelle: BSH 2005-4-
Hintergrund: Einleitung und Zielsetzung EEG Novelle 2004 vergütet in Abhängigkeit von Parametern wie Entfernung des Windparks zur KüstenlinieK mittlere Wassertiefe abhängig von den Rahmenbedingungen ergeben sich unterschiedliche mittlere Vergütungss tungssätzetze die Folge: fallspezifische Unterschiede Fragestellung: lassen sich unter den Bedingungen des EEG 2004 Offshore- Windparks wirtschaftlich betreiben? -5-
Methode: Einleitung und Zielsetzung Definition von 3 fiktiven Business-Cases Ausnützung der Bandbreite unterschiedlicher MöglichkeitenM Betriebswirtschaftliche Bewertung anhand von Zahlungsreihen Entscheidungsgröß ößen: Kapitalwert (net( present value, NPV) Gesamtkapitalrendite vor Steuern (pre( pre-tax ROI) Stromgestehungskosten (energy( production costs) -6-
Herausforderung Offshore Allgemeine Problematik Hohe Genehmigungsrisiken umfangreiche und kostenintensive Gutachten/Studien notwendig Problem der konkurrierenden Nutzung Militär Seeschifffahrt Ressourcennutzung ökologische Verträglichkeit nicht abschließend end bewertet Netzanschluss an der Küste K problematisch Kapazitäten ten nicht vorhanden Nachfrage nicht vorhanden -7-
Herausforderung Offshore Technische Herausforderungen Befestigung der Anlagen im Meeresgrund; derzeit diskutiert Lösungen Monopile-Fundament Fundament: : Anwendung bis max. 20m Wassertiefe. Kostengünstig. nstig. Tripod-Fundament Fundament: : Wassertiefe >20m. Teure Lösung. L Quelle: Klöppel 2004-8-
Herausforderung Offshore Energieübertragung HVAC: konventionelle Hochspannungswechselstromübertragung wirtschaftlich für f r niedrige Übertragungslängen ngen und -leistungen HVDC: Gleichspannungsübertragungssystem, hohe Investkosten niedrige Verluste technisch ausgereift Stand der Technik/Entwicklung Windenergieanlagen Anforderungen: große e installierte Leistung je WKA (Fixkostendegression) wartungsarm und zuverlässig derzeit Serienanlagen bis 3,6 MW verfügbar Prototypen mit 5 MW in 2004 errichtet, Serienreife ca. 2006-9-
Business Cases Allgemeine Rahmendaten 100 Anlagen je Windpark Anlagentyp REPower 5M 126m Rotordurchmesser 100m Nabenhöhe he 5 MW Nennleistung je Anlage Quelle: REPower -10-
Business Cases Fall 1: Darßer Schwelle, Ostsee, 25 km nordöstlich RügenR mittlere Windgeschwindigkeit in 100m: 8,7 m/s Entfernung zur Küstenlinie: K 20 km; Wassertiefe ca. 18 m mittlere Einspeisevergütung lt. EEG 2004: 7,94 Cent/kWh Übertragungstechnologie: HVAC; Fundamentierung: Monopile Fall 2: NSB, Nordseeboje 2, Nordsee, 120 km westlich Sylt mittlere Windgeschwindigkeit in 100m: 9,7 m/s Entfernung zur Küstenlinie: K 160 km; mittlere Wassertiefe ca. 45 m mittlere Einspeisevergütung lt. EEG 2004: 8,87 Cent/kWh Übertragungstechnologie: HVDC; Fundamentierung: Tripod Fall 3: Fino, Messstation Fino 1, Nordsee, 40 km nördlich n Borkum mittlere Windgeschwindigkeit in 100m: 9,46 m/s Entfernung zur Küstenlinie: K 60 km; mittlere Wassertiefe: ca. 35 m mittlere Einspeisevergütung lt. EEG 2004: 8,37 Cent/kWh Übertragungstechnologie: HVDC; Fundamentierung: Tripod -11-
Business Cases Nordsee Nordseeboje Fino Quelle: BSH/Eigene Ostsee Nordseeboje Fino Quelle: BSH/Eigene -12-
Investitionskosten Die spezifischen Gesamtinvestitionskosten betragen fürf Darßer Schwelle Fino Nordseeboje 1.742 /kw 1.990 /kw 2.267 /kw Angabe Offshore Finance Circle (2004): Bandbreite zwischen 1.600,- und 2.200,- /kw -13-
Investitionskosten Quelle: Eigene Darstellung -14-
Methode Zahlungsreihe über 20 Jahre Berechnung Vorsteuergewinn: Erlöse./. Betriebskosten (3,5 4,5% an Investkosten p.a.. je Fall)./. steuerliche Abschreibung 16 Jahre, linear./. Zinsaufwendungen (Annuitätendarlehentendarlehen mit 16 Jahren Laufzeit an)./. Rückstellung R für f r Rückbau R (2% an Ertrag p.a.).) = Vorsteuergewinn Berechnung Cash Flow: Gewinn + Abschreibung + Zinsaufwendungen = Cash Flow -15-
Methode Berechnung Diskontsatz nach CAPM/WACC Beta-Wert: FK-Zins Zins: 8% EK-Zins: 13% risikoloser Zins: 4% FK/EK: 70/30 1,3 (hohes Risiko, approximiert) Berechung Kapitalwert (Net Present Value) Diskontierung aller jährlicher j Cash Flows Summierung abzgl. Gesamtkapitalaufwand Berechnung Stromgestehungskosten (energy( production costs) Durchschnittskosten auf Vollkostenbasis Umwandlung der Summe aller abgezinsten Kosten kalkulatorische Afa = 20 Jahre Zinsen fallen auf das gebundene Kapital an -16-
Ergebnisse - NPV Quelle: Eigene Darst. jeder Fall negativer NPV Fino am ehesten an der Wirtschaftlichkeitsgrenze -17-
Ergebnisse Zusammenfassung Gesamtkapitalrendite (pre( pre-tax) ) max. 1,49% Stromgestehungskosten für f r jeden Fall > mittlere Vergütung -18-
Sensitivität Darßer Schwelle Bei jeweils konstanten Parametern müssenm Energieerträge ge um 8% ansteigen Investitionskosten um 10% sinken um einen wirtschaftlichen Betrieb zu erzielen -19-
Sensitivität Fino Bei jeweils konstanten Parametern müssenm Energieerträge ge um 4% ansteigen Investitionskosten um 6% sinken um einen wirtschaftlichen Betrieb zu erzielen -20-
Sensitivität Nordseeboje Bei jeweils konstanten Parametern müssenm Energieerträge ge um 12% ansteigen Investitionskosten um 14% sinken um einen wirtschaftlichen Betrieb zu erzielen -21-
Fazit und Ausblick Business-Cases sind nicht in der Lage, Eigenkapital- und Fremdkapitalgeber zu befrieden derzeitige Einspeisevergütung reicht in keinem Fall aus kurzfristig besteht kein Anreiz Investitionen zu tätigent tigen weitere flankierende Maßnahmen notwendig Ausnutzung der Fixkostendegression und Realisierung größ ößerer Windparks bis in den GW-Bereich denkbar mittelfristig durch Kostendegressionen Einsparmöglichkeiten realisierbar Datenlage bisher ungewiss Fortschreibung der Untersuchung -22-