WINDKRAFTAUSBAU IN BA-WÜ DAS NEUE EEG CHANCEN UND HERAUSFORDERUNGEN Anforderungen an die Marktakteure Stuttgart 26.09.2016 Dr. Michael Ritzau Stefan Brühl
AGENDA 1. Kurzvorstellung BET Folie 3 2. Ausgangssituation EEG 2017 Folie 6 3. Kurzfristige Positionierung mit laufenden Projekten Folie 9 4. Gebotslegung im Rahmen der steilnahme Folie 11
1. KURZVORSTELLUNG BET WELCHEN WEG WIR BESTRITTEN HABEN BET begleitet die Energiewirtschaft seit mehr als 25 Jahren als Vordenker, Experte und praktischer Umsetzer: Umfassendes Know-how in der Bewertung von EE-Anlagen SEIT 1991 Begleitung von Ostdeutschen Stadtwerken 1995 Entwicklung einer Netzzugangsverordnung 2003 Entwicklung des Deutschen Gasnetzzugangsmodells SEIT 2011 Begleitung von Ministerien und Behörden bei der Umsetzung des Energiekonzepts SEIT 2011 Konzepte für ein integriertes Marktdesign 2012 Gründung der B E T Dynamo Suisse AG SEIT 2015 Begleitung des Prozesses zum EEG 3.0 für das Umweltministerium Baden-Württemberg 2016+ Energie weiter denken Vorschläge zum integrierten Marktdesign 1999-2000 Beurteilung der Wettbewerbsentwicklung für das BMWI 1988 Gründung der B E T durch Dr. Michael Ritzau & Dr. Wolfgang Zander Seit 2007 Transaktionsbegleitung/ Due Diligence bei Kraftwerksprojekten 3
1. KURZVORSTELLUNG BET KOMPETENZEN ERNEUERBARE ENERGIEN BET bietet umfassende Beratungsleistungen zu energiewirtschaftlichen, betriebswirtschaftlichen und energiepolitischen Themen für EE-Projekte an sverfahren Geschäftsmodelle Direktvermarktung Asset Management Strategie/ Portfolioanalysen Langfristige Strompreisszenarien Marktwert Strom Wind/ PV Technische Analysen Transaktionsberatung Due Diligence DCF-Bewertung Multiples 4
1. KURZVORSTELLUNG BET FÜR WEN WIR ARBEITEN B E T leistet hoch qualifizierte Beratung für EVU, Stadtwerke, Industriebetriebe, Banken, Investoren, Kommunen, Ministerien und politische Entscheidungsträger 5
2. AUSGANGSSITUATION EEG 2017 Aus der Novellierung ergeben sich für die Marktakteure sowohl unmittelbare als auch mittelbare Konsequenzen im Sinne der strategischen Positionierung Strategische Fragestellungen Positionierung innerhalb der Kurzfristige Positionierung mit laufenden Projekten Positionierung innerhalb der Welche Vergütung benötige ich für mein Windprojekt, um mindestens kostendeckend zu wirtschaften? Wie soll die Positionierung der Gebote innerhalb der erfolgen? Welche Gebotspreise sind zu erwarten? Welcher maximale Gebotspreis sichert mir gerade noch einen Zuschlag? Kurzfristige Positionierung mit laufenden Projekten Welche Chancen und Risiken liegen im alten zweistufigen Referenzertragsmodell im Vergleich zur? Wo können höhere Vergütungssätze erzielt werden? Welche Implikationen ergeben sich hieraus für Time-to-Market? 6
2. AUSGANGSSITUATION EEG 2017 Zwar sind die Rahmenbedingungen zur weiteren Förderung von Windenergieanlagen mit dem EEG 2017 geregelt, die Unsicherheiten für Akteure steigen allerdings Negative Preise Referenzertragsmodell Einmalige Wahlmöglichkeit zur Teilnahme an, sofern BImSchG in 2016 erhalten wurde Bei steilnahme greift das 1-stufiges RE-Modell Vergütungsausfall bei mind. 6 Stunden negativen Preisen Day-Ahead Ergebnis: Erlösunsicherheiten steigen EEG 2017 Bürgerenergiegesellschaften Non-competitive Bid für Bürgerenergie- gesellschaften Korrekturfaktoren für Vergleichbarkeit der Gebote in festgelegt (Gebot auf 100% RE-Standort) Ergebnis: kein level playing field geschaffen smenge Referenzertrag Veränderung Höhenformel zur Bestimmung der Referenzerträge der WEA Ergebnis: NH von min. 135m anzustreben, um Schlechterstellung entgegenzuwirken Netzausbaugebiet Limitierung der Zuschlagsmenge für Netzausbaugebiet Unsicherheit aufgrund fehlender Definition Was passiert mit Vorleistungen / Flächensicherungen Festlegung smenge je Auktion und Jahr Ergebnis 2017: hohe Unsicherheit, aufgrund Wechselmöglichkeit in Ergebnis ab 2018: Unsicherheit aufgrund Anrechnung der installierten Leistungen aus technologieneutralen en und Ausbau im Ausland Hohe Unsicherheit bzgl. resultierender Wettbewerbsintensität 8
3. KURZFRISTIGE POSITIONIERUNG MIT LAUFENDEN PROJEKTEN Die Marktakteure haben abzuwägen, ob die Unsicherheiten aus einer zeitnahen Projektrealisierung einen Wechsel in das sregime rechtfertigen Vergütung im 2-stufigen RE-Modell in ct/kwh E R L Ä U T E R U N G 8,5 Risiko-Zeit bis Inbetriebnahme Unsicherheiten, die den möglichen Inbetriebnahmezeitpunkt verzögern können: 8,2 7,9-1,05% pro Monat Klagerisiken, insbesondere bei vereinfachten Genehmigungsverfahren Lieferrisiken Anlage bzw. Komponenten Baurisiken Engpässe Dienstleister 7,6 Umgang mit Risiken: Indizierung der Verträge entsprechend der Laufzeit 8,5 8,2 7,9 7,6 7,3 7,0 Risiko atmender Deckel bei Zielüberschreitung von 2.400 MW bis zu -2,40% pro Quartal Ausstiegsklauseln Ggf. Wechsel in Ableitung der voraussichtlichen Gebotshöhe im ssystem Die Nutzung des 2-stufigen Referenzertragsmodells ist keineswegs risikofrei. Eine wesentliche Frage ist die nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme. 9
altes RE-Modell altes RE-Modell altes RE-Modell altes RE-Modell altes RE-Modell altes RE-Modell altes RE-Modell 3. KURZFRISTIGE POSITIONIERUNG MIT LAUFENDEN PROJEKTEN Trotz unterschiedlicher Inbetriebnahme-Zeitpunkten könnten die Vergütung im 2-stufigen und 1-stufigen Referenzertrags-Modell im Mai 2017 ähnliche Höhen erreichen Vergleich Vergütungen im EEG 2017 [ct/kwh] 10,00 9,00 8,00 Erläuterung: Für Vergleichbarkeit wurde Vergütung im 2-stufigen RE-Modell laufzeitgewichtet aus Anfangs- und Grundvergütung bestimmt 7,00 6,00 5,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% Lohnt sich wirtschaftlich die Teilnahme an den en? Inwieweit beeinflusst der Wechsel in das 1-stufige RE-Modell und damit eine erhöhte Wettbewerbsintensität die erzielbaren Gebotspreise im sregime? 10
4. GEBOTSLEGUNG IM RAHMEN DER AUSSCHREIBUNGSTEILNAHME Um eine erfolgreiche und erlösmaximierende Auktionsteilnahme zu ermöglichen, sind eine Reihe von Fragestellungen im Vorfeld der Auktion zu beantworten Welche Standortgüte hat mein Windprojekt? Wie wird diese Standortklasse gegenüber den anderen im Wettbewerb stehenden Projekten durch die neue Korrekturfaktorkurve auf- oder abgewertet? Wie hoch ist die erforderliche Vergütungshöhe zur Realisierung einer Mindestrendite? Wie konkurrenzfähig wurden die eigenen Verträge (Anlagenlieferverträge, Pachtverträge, Wartungsverträge, etc.) ausgehandelt? Welche Vergütungshöhe wird sich in den kommenden en einstellen? Welche Wettbewerbsintensität ist zu erwarten? Um wieviel Megawatt wird die smenge einer Auktionsrunde überzeichnet sein? Wo sind die Projekte der Wettbewerber ggü. meinem Gebot einzuordnen? Wie bepreise ich das Erlösrisiko aus negativen Preisen ( 51 EEG 2017) in meine Gebotsstellung? Wie geht die Konkurrenz mit diesem Risiko um? 11
4. GEBOTSLEGUNG IM RAHMEN DER AUSSCHREIBUNGSTEILNAHME Für eine fundierte Ableitung der resultierenden Gebotspreise sollten Marktakteure sowohl auf Marktmodelle, Experteneinschätzungen und Datenbanken von Windeprojekten zurückgreifen Schematische Darstellung der Modellierung der Gebots-Merit-Order Strategisches Verhalten großer Marktakteure Folgen der Wettbewerbsintensität auf den Gebotspreis Wirkung non-competitive Bids der Bürgerenergiegesellschaften Gebots- Merit-Order Gebotsstrategische Bewertung Ermittlung spezifischer Gebote Market Clearing Preis Maximaler Gebotspreis für erfolgreiche Zuschlagserteilung Gebotsstrategie bei Teilnahme mit mehreren Projekten Bestimmung Zuschlags- wahrscheinlichkeiten Sensitivitäten zur Robustheitsprüfung Erlösrisiko neg. Preise über Förderlaufzeit Zusätzliche Erlöse am goldenen Ende Zusatzerlöse innerhalb DV Marktwert 20+ Negative Preise Daten und Informationen aus bewerteten Windenergieprojekten Individuelle Standortbedingungen Kostenparameter, Renditeanforderung Umfeldbedingungen - Wettbewerbssituation (FK-Konditionen, Flächenpotential, Standortgüten, Marktteilnehmer) Austausch mit Marktakteuren und Behörden zu Entwicklungen Kostenkonditionen der Wettbewerber FK-Zinsen und Informationen aus vorangegangenen en Renditeanforderungen des Wettbewerbs 12
4. GEBOTSLEGUNG IM RAHMEN DER AUSSCHREIBUNGSTEILNAHME Mittels Sensitivtäten kann die Robustheit der Gebotspreise geprüft werden und die Ungewissheit über eine Fragestellungen in der Gebotssetzung reduziert werden Szenario: aktuelle Kostenbasis, Verteilung Leistung auf Standortklassen gemäß Potentialflächen Gebots-Merit-Ordner nach Standortgüten und Leistungen, umgerechnet auf den 100 % Standort in ct/kwh Zentrale Fragestellungen: Wieviel non competetive Bids kleiner Akteure werden geboten? Wie ist die Verteilung der gebotenen Projekte über die Standortgüten? Wie entwickelt sich das Repowering zukünftig? Wieviel Multi-Projekt-Anbieter nehmen teil? Wie ist das strategische Verhalten der Akteure einzuschätzen? 0 40 105 194 286 422 630 907 1.177 1.489 1.868 2.243 2.654 3.018 3.222 3.435 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Leistung [MW] Erläuterungen: Beispielhaft wurde Leistungsmenge von Windprojekten für ein Jahr ausgewertet; Verteilung der Leistung auf Standortgüten orientiert sich an der Verfügbarkeit langfristiger Potentialflächen für Deutschland; je Standortklasse wurden spezifische Annahmen bzgl. Winderträge, Investitions- und Betriebskosten, EK-Rendite, FK-Konditionen und Akteursgruppe getroffen; Berücksichtigung gebotsstrategischer Überlegungen der Akteursgruppen (u.a. Multiprojektanbieter) 13
E N E R G I E. W E I T E R D E N K E N B E T Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH Aachen, Leipzig, Hamm (D) Zofingen (CH) Alfonsstraße 44, D-52070 Aachen, Telefon +49 241 47062-0 Telefax +49 241 47062-600 www.bet-aachen.de K O N T A K T P E R S O N Dipl.-Wirt.-Ing. Stefan Brühl Telefon +49 241 47062-474 Fax +49 241 47062-600 E-Mail stefan.bruehl@bet-aachen.de