BWE Seminar Finanzierung und Due Diligence Berlin, 2. / 3. Juni 2015 Thomas Zirngibl Wind Cert Services TÜV SÜD Industrie Service GmbH BWE Seminar Folie 1
TÜV SÜD IS Wind Cert Services Akkreditiertes Prüflaboratorium gemäß DIN EN ISO/IEC 17025:2005 WINDGUTACHTEN & WINDATLANTEN WINDMESSUNGEN TURBULENZ- & EXTREMWINDGUTACHTEN SCHALL- & SCHATTENWURFGUTACHTEN MESSUNG DER SCHALLIMMISSION (BImSchG) MESSUNG DER LEISTUNGSKURVE BELASTUNGSMESSUNG STANDORTKALIBRIERUNG Zugelassener Sachverständiger für Richtlinie für Windenergieanlagen: Einwirkung und Standsicherheit für Turm und Gründung EISFALLGUTACHTEN WIEDERKEHRENDE PRÜFUNGEN Folie 2
Referenzliste > 150 DD Windparks in Deutschland > 300 DD Windparks onshore gesamt TDD Portfolio DIF 57 MW Lender s Engineer Suloglu (TR) 66 MW Aktuelle Projekte TDD Portfolio wpd 103 MW Folie 3
1 Einführung in die Due Diligence I II Vorstellung des Themas Umfang der Projektprüfung und Praxisbeispiele 2 Wirtschaftliche Projektprüfung III IV V VI Rückblick: Cash-Flow im Detail Einnahmen: Windertrag und Einspeisevergütung Ausgaben: Kostenparameter Zusammenfassung, Diskussion und Fragen Folie 37
2. Wirtschaftliche Projektprüfung Ergebnis: Wir machen den Deal (oder auch nicht) sprich Investition oder Finanzierung Projekt bzw. Case erfüllt Mindestvoraussetzungen Key performance indicators ( KPI ) Keine Red Flags, akzeptables Rating ( Kreditvergaberichtlinien, Investitionsrichtlinien, Teambewertung) Wirtschaftliche Projektprüfung = Überprüfung der KPIs KPIs leiten sich aus der Bilanz und der Cash-Flow Berechnung ab, z.b. Goldenen Bilanzregel, goldenen Finanzierungsregel IRR (internal rate of return, Investitionszins), NPV (net present value, Kapitalwert) DSCR (Debt service coverage ratio, Schuldendienstdeckungsgrad) Folie 38
Kosten / Erlöse [ ] DSCR [-] Darstellung Base Case 1'000'000 900'000 800'000 700'000 600'000 500'000 400'000 300'000 200'000 100'000 0 Erlöse Kosten Net Profit DSCR 1. 2. 3. 4. 5. 0 5 10 15 20 25 Betriebsjahr 160% 150% 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 1. Vollständige Rückzahlung des Kredites 2. Verlängerung des Vollwartungsvertrages + Ende der Abschreibung 3. Ende der EEG Anfangsvergütung 4. Ende der EEG Grundvergütung 5. Begin Phase-out Folie 39
Beispiel Cash-Flow - Einnahmen Year 2007 2008 Month 12 1-12 29.12.2007 01.01.2008 0.8% 100.0% Income Gross wind production (kwh) 478 58'118 Wind variability factor 1.00 1.00 Technical availability assumption 97.1% 97.1% Deduction for Phase-out 0.0% 0.0% Availability deduction after 20 years 0.0% 0.0% Gross after availability 464 56'450 Electrical losses 2.9% 2.9% Other losses 0.20% 0.20% Deduction for Extension risk 0.00% 0.00% Total Production Losses 96.9% 96.91% Net energy production MWh 450 54704 Total Sales Price (EUR / MWh) 80.30 80.30 Energie revenue 36'105 4'392'728 Warranty Revenue 0.00 0.00 Guaranteed availability reached 0 0 LD (included LoL) OK Reimbursments Other 0.00 0.00 Insurance Revenue 0.00 0.00 Revenue Compensation 0.00 0.00 Off Period Income 0.00 0.00 Interest 0.00 0.00 Other Income 0.00 0.00 Laufzeit? Intervallbildung wichtig, da hier Cash-Flow und GuV gemischt Hier z.b. Ergebnis aus WG (P50 PXX) Optionen für Variationsanalyse Berücksichtigung der (zeitabhängigen) Verluste Stromverkaufspreis i.d.r. separat im Detail zu ermitteln Wichtig für Sensitivitätsanalyse Für Planung meist nicht relevant, aber für Betrieb wichtig Total Income 36'105 4'392'728 Folie 40
V. Ertragsbewertung Im Idealfall 2 akkreditierte Windgutachten (können auch mal 4 sein) http://www.wind-fgw.de/eeg_akkreditierung.htm Prüfung der Ergebnisse hinsichtlich Konsistenz (Koordinaten, Leistungskennlinie, WEA Spezifikationen, etc) Methodik (Strömungsmodell, Waldmodell, Datenauswertung Höhenextrapolation, Langzeitbezug) Plausibilität (Vergleichsergebnisse, Erfahrungswerte) Folie 41
Exkurs (1) neue FGW TR6, Rev. 9 Validierungswindpark Geplanter Windpark < ca. 2 km in komplexen Gebiet, < ca. 10 km bei nicht komplex Min. 2/3 Nabenhöhe > 1 Jahr an monatliche Daten Langzeitbezug mit zwei Indices Zweite WEA evtl. nötig Technische Spezifikationen Betriebsmodi Vergleichbarkeit > 50 m = komplex Wald repräsentativ Folie 42
Exkurs (2) Wo die FGW nicht mehr hilft Standort I Modelfehler WAsP Abweichung WG zu Ist-Erträgen -20% -10% 0% Standort II Modelfehler Parkverluste Abweichung Validierung zu Ist-Erträgen +3% -3% -7% Standort III Wahl des Index Standardabweichung Ertrag BDB Index 9.36% 5.5 GWh / a Merra Index 9.22% 5.9 GWh / a? Folie 43
Parkwirkungsgrade => Model des Parkwirkungsgrades weist hier ca.4% mehr Ertrag aus Ist Ertrag Modell Folie 45
Energy index Kurzer Blick auf den Index 130 120 110 100 90 80 70 V2003 V2006 V2011 Linear (V2003) Linear (V2006) Linear (V2011) Historische Updates des BDB Index 60 1990 1995 2000 2005 2010 1.2 2015 Merra 2 Ix-e-23 1.15 1.1 Windrisiko mit aktuellem BDB Index 1.05 1 0.95 0.9 0.85 0.8 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Year Folie 46
Unsicherheit und Auswahl P-Wert Windgutachten Eingangsdaten Vorgehen / Methodik Ergebnisse Wahl des P-Wert Unsicherheit (Spreizung der P-Werte) Anpassung des Ertrages Base Case Wirtschaftlichkeitsberechnung Teil des Windrisikos wird aus Zinssatz i herausgenommen Folie 47
Beispiele Eingangsdaten Unsicherheit Ergebnisse Nachberechnung auf Basis von 3 Jahren an Produktionsdaten P50 P55 Bestehender Windpark wird nach einem Betriebsjahr mit gleicher Anlage erweitert P55 - P65 Bester Validierungswindpark auf 2/3 Nabenhöhe und 8 km entfernt mit 5 Jahren an Daten. P60 P70 Ertragsberechnung auf Basis einer potentiell geeigneten DWD Station ohne Validierung P75 P85 UK Standard ist keine Unsicherheit für die Leistungskurve Industry practice bewegt sich zwischen 10% und 20%, allerdings nicht bekannt wieso. In der Regel deutliche Unterschiede beim selben Standort in Abhängigkeit vom Gutachter Windscherung in Brandenburg von 100 m auf 140 m von >0.5. Validierungsergebnis der wesentlichen Anlagen von 103% (Modell / Real) Langzeitertrag von WEA nach 5 Produktionsjahren um 12% über dem Mittel der ersten 5 Jahre. Falsche (zu hohe) Nabenhöhe bei den Validierungsanlagen verwendet. Folie 48
Betrachtung der Verlustfaktoren Abschätzung der Produktionsverluste Faktoren Verlust Kommentar A01 Anlagenverfügbarkeit 3.00% Gesamte technische Verfügbarkeit, geschätzt A02 Verfügbarkeit der Infrastruktur 0.30% Schätzwert A03 Umweltbedingte Abschaltungen 0.50% Vereisungsverluste, geschätzt A Summe Verfügbarkeitsverluste 3.80% Werte addiert B01 Abschattungsverluste (intern) 2.90% Berechnet im Windgutachten B01 Abschattungsverluste (extern) 0.00% keine bekannt B02 Elektrische Verluste 1.30% Berechnete Verluste B03 Eigenstromverbrauch 0.00% Kostenposition B04 Leistungskennlinie 0.20% Standortparameter und Degeneration, Annahme B05 Netzseitige Leistungsreduktion 0.00% Notwendigkeit nicht bekannt B06 Umweltbedingte Leistungsreduktion 0.00% Schallreduktion im Windgutachten berücksichtigt B07 Sektormanagement 0.00% Notwendigkeit nicht bekannt B Betriebsverluste 4.35% Produkt aus 1-Verlust A + B Gesamtverluste 7.99% Berechnet aus 1- (1-3.8% ) * (1-4.35%) Folie 49
Betrachtung der Verfügbarkeit Problem: Missverständnisse im Sprachgebrauch, da nicht sauber unterschieden wird zw.: A) Energetische Verfügbarkeit: WEA produziert nicht (ertragsrelevant) B) Technische Verfügbarkeit: Anlage betriebsbereit, aber produziert nicht (extern) C) Vertragliche Verfügbarkeit : geregelt im O&M Vertrag (Wartungsfirma zurechenbar) Beispiele: Vereisung: Regulärer Defekt Regelmäßige Wartung Zu niedrige Windgeschwindigkeit Keine Kommunikation möglich A, B A, B, C A, B (B)? Folie 50
Lösungsansatz IEC 61400-26-1 Folie 51
Stromvergütung Einspeisevergütung (DE, FR) Stromabnahmevertrag (PPA) unter Tendering, Zertifikat oder Quotenmodell Direktvermarktung Andere Formen (Direktverbrauch, Net Metering, etc.) Folie 52
Gesamterlöse über 20 Jahre [-] Exkurs Dauer Der Anfangsvergütung EEG 2014 fiktiver Einzelstandort mit Ertrag E in GWh / a 12 Mio 11 Mio Referenzertrag 10 GWh /a nur EEG Anfangs- & Grundvergütung Zinssatz 5.0% 10 Mio 9 Mio 8 Mio 1 2 3 4 7 Mio 70.0% 80.0% 90.0% 100.0% 110.0% 120.0% 130.0% 140.0% E /R [-] EEG 2014 abgezinst E/R berechnet Bereich des Standortes GE prognostiziert E/R produziert GE tatsächlich ΔGE / GE 82.5% 1 9'469'428 75.0% 8'734'452-7.8% 110.0% 2 10'559'958 100.0% 10'153'160-3.9% 130.0% 3 10'810'255 117.5% 10'743'203-0.6% -10% gegenüber Prognose Folie 53
Kostenbetrachtung Vollständigkeit (Eigenstrom, Wartung Infrastruktur, Berater, Sachverständige, etc.) Realistische Indizierung der Kosten Post-Full Service Vertrag Annahmen Überlegungen zum Portfoliomanagement Folie 54
Beispiel Cash-Flow - Ausgaben Maintenance: Full Service Start Full service Index Start 100% 100% Index Split 100% 100% Full service O&M agreement (Base fee) 756'000 756'000 Full service O&M agreement (bonus fee) 0.00 0.00 Full service O&M agreement (Floor and Cap) 0.00 0.00 Full service Start /Termination - annual split 0.00 0.00 Scenario after contract End 1.00 1.00 SUBSUB Total Full Service 0 0 Index for O&M 1.00 1.00 WTG Scheduled Maintenance 280'000 280'000 WTG Unscheduled Maintenance / Repairs 56'000 56'000 WTG Unscheduled Major component replacement 143'717 152'274 Accumulated major component failure for Phase out 0% 0% Termination Faktor Major Components 100% 100% SUBSUB O&M Simulation 3'943 488'274 Statutory Inspections 0 20'300 Foundation maintenenance / agreement 92 11'200 Substation Scheduled Maintenance 0 0 Substation Unscheduled Maintenance / Repairs 0 0 Expenses Subtotal Leases 26'624 26'625 Subtotal Insurance 18'460 18'461 Subtotal Management 0 0 Subtotal Advisory Costs 2'000 2'000 Subtotal Miscellaneous 61'374 62'602 Total Expenses 112'551 636'462 Other BoP Maintenance 58 7'000 Other Maintenance / Repairs 0 0 Subtotal Manintenance 4'092 526'774 OPERATING RESULT (EBITDA) -76'446 3'756'266 Folie 55
Beispiel für Ergebnis aus der TDD Folie 56
Simulation der O&M Kosten Konstante Ausfallwahrscheinlichkeit 1% 1% 0% 0% 0% 0 10 20 30 40 30.0% 20.0% 10.0% 0.0% Constant Failure Rate Probability accumulated 6.0% 150.0% Weibullverteilung 4.0% 2.0% 0.0% 0 10 20 30 40 100.0% 50.0% 0.0% Weibull Probability accumulated 3% 40.0% Erhöht zum Ende der Lebenszeit 2% 1% 0% 0 10 20 30 40 20.0% 0.0% Tail increased Probability accumulated 6% Badewannenfunktion 4% 2% 0% 0 10 20 30 40 Probability - General 1 Probability - General 2 Combined Folie 57
Betriebslaufzeit Grundlage: Zertifizierung der WEA nach DIBt 2012 oder IEC 61400-1 ed. 3 -> 20 Jahre IEC 61400-1 ed. 3 definiert Lastfälle, im wesentlichen Betriebsfestigkeit (=Ermüdungslasten) Extremlasten Grundlage für die auftretenden Lasten sind die Windbedingungen an der Anlage, also Windgeschwindigkeit (Mittelwert, 50 Jahreswind) Turbulenz Scherung, Anströmwinkel, Luftdichte und weitere Grundsätzlich kann man sagen, dass eine längere Laufzeit möglich ist, falls die Standortbedingungen unter den Auslegungsbedingungen liegen evtl. kritische Komponenten innerhalb der Betriebszeit getauscht wurden der Zustand der Anlagen es erlaubt Genehmigungsrechtlicher Ansatz: BWE Grundsätze zum Weiterbetrieb Folie 59
Laufzeit des Windarks V[m/s] 15 Schematische Darstellung 12 30 Jahre 25 Jahre 20 Jahre k = 2 ƍ = 1.225 kg/m³ 9 Zertifizierung der WEA 6 Ihr Windpark 3 0 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% T i15 Folie 60
Zusammenfassung des Vormittags => Rolle der Due Diligence im Windenergiemarkt => Ablauf und Struktur inklusive best practice => Blick auf Cash-Flows und KPIs => Einnahmenseite bestehend aus Wind und Erlös => Wesentliche Kostenfaktoren und Laufzeit Folie 61
Dipl.-Phys. Thomas Zirngibl Gruppenleiter Gutachten & TDD TÜV SÜD Industrie Service GmbH Wind Cert Services Ludwig-Eckert-Straße 8 93049 Regensburg Tel.: +49 (0)941 460212 16 E-Mail: thomas.zirngibl@tuev-sued.de Folie 62