Wirtschaftlichkeit Geothermieprojekt Holzkirchen Marktgemeinde Holzkirchen Informationsveranstaltung, 27. Februar 2012 Dr. Thomas Reif, [GGSC]
Die Themen: 1. Projekt 2. Investitionen 3. Finanzierung 4. Aufwendungen 5. Rentabilität und Szenariobetrachtungen 6. Fündigkeitsversicherungskonzept 7. Fazit und nächste Schritte 2
1. Projekt Versorgungsziel: ca. 5-6 MW el und Wärmeversorgung Holzkirchen 100% kommunales Projekt der Gemeinde bzw. der Gemeindewerke 3
Versorgungsbeispiel Holzkirchen in 10 Jahren 20.000 7.000 18.000 Wärmeerzeugung: 63.000 MWh Stromerzeugung 5.600 kwel, 41.000 MWh 6.000 Leistung in kw th 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 Spitzenlast Gas, Wärmeerzeugung: 14.781 MWh Grundlast Geothermie 7.800 kwth, Wärmeerzeugung: 46.935 MWh (75%) Reservelast Gas 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 Leistung in kw el Wärme für ganz Holzkirchen, zu 75% aus Geothermie Strom für ca. 7.000 Haushalte 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 0 Stunden 4
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
Projektzeitplan Die nächsten Schritte (ehrgeiziger grober Zeitplan): Q1 2012: Projektbeschluss Q2 - Q4 2012: Bohrausschreibung, Bohrvergabe, Beginn Bohrplatzbau Verhandlung Versicherungs- und Finanzierungskonzept Q2 - Q3 2012 Versicherungsschutz verfügbar ab Q1 2013 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 31.12.2015: Inbetriebnahme (vorsorglich Laufzeit in 2016 nur zu 70% kalkuliert) 6
2. Investitionen (ohne Wärmenetz) Investitionen Errichtungsphase Summe Grundstück, Infrastruktur, Projektentwicklung 6.000.000 Bohrungen 26.000.000 Geothermieversicherungen (Fündigkeit etc.) 6.000.000 Pumpen, Pumptests 3.000.000 Thermalwassertrasse 3.000.000 Kraftwerk 21.000.000 Summe 65.000.000 Planungsstand September 2011 7
Aufteilung der Investitionen (ohne Reinvestitionen) Management, Planung, Gutachten 4% Pumpen 3% Grundstück 1% Projektentwicklung bis 2010 1% Projektentwicklung 2011 2% Bohrung Gt1 21% Kraftwerk 32% Bohrung Gt2 20% Wärmeübergabe 1% Thermalwassertrasse 4% Geothermieversicherungen 9% Langzeitpumptests 2% 8
3. Finanzierung Mittelherkunft Errichtungsphase Eigenkapital 17.000.000 Fremdkapital 54.000.000 Gesamt 71.000.000 Finanzierung der Investitionen des negativen Cashflows der Bauzinsen 9
4. Rentabilität Real Case (150 C, 100 l/s) 14.000.000 Umsatz, Betriebsaufwendungen, Ergebnis vor Steuern Übergang vom Strombezug zum Eigenverbrauch des Geothermiestroms 12.000.000 10.000.000 Betriebsaufwendungen 8.000.000 Euro 6.000.000 4.000.000 2.000.000 0 2.000.000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 Umsatzerlöse Projektergebnis vor Steuern -Strom, - Personal, - Abschreibungen, - Versicherungen, - Zinsaufwendungen, - Wartung, - Sonstige lfd. Aufwendungen 5 Jahre Bauphase (2011-2015) danach Gewinnschwelle 10
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
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% 80 90 100 110 120 130 140 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
Schuldendienstdeckungsfähigkeit Worst Case Mio. 5 4 3 2 1 0-1 2011 Worst Case - Schüttung 80 l/s, Temperatur 140 C, Förderhöhe 700 m/gok - 2013 2015 2017 2019 2021 EBITDA 2023 Schuldendienstdeckungsgrad: 1,09 2025 Jahr 2027 2029 2031 2033 Kapitaldienst 2035 2037 2039 - 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
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
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
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
Dr. rer. pol. Thomas Reif Dipl.-Volksw., Rechtsanwalt, Fachanwalt für Steuerrecht [GGSC] Gaßner, Groth, Siederer & Coll. Partnerschaft von Rechtsanwälten Berlin Frankfurt (O) Augsburg Provinostraße 52 86153 Augsburg Telefon 0821 / 747 782-0 Telefax 0821 / 747 782-10 www.ggsc.de www.geothermiekompetenz.de reif@ggsc.de 17