11./12.04.2013

Investitionsrechnung von konventionellen Kraftwerken und Windparks

5. Göttinger Energietagung

Dr. Michael Ritzau

| 2 |Kaminabend IAEW 18.01.2013

Kurzvorstellung 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 BMUMitgliedschaft in FGE, IAAE

Dr.-Ing Michael Ritzau

| 3 |Kaminabend IAEW 18.01.2013

Inhalt

I IHerausforderung 1: Flexibilitätsoptionen Teil 1

I IHerausforderung 2: Märkte für Kapazitätssicherung Teil 2

I IHerausforderung 3: Ausbau und Optimierung Transportnetz Teil 3

I ITeil 4

I IHerausforderung 5: Regulierung Teil 5

Herausforderung 4: Verteilnetze

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Die Energiewende

Gesprächskreis Netze und Speicher, Düsseldorf, 23.10.2012

Ausbau der erneuerbaren Energien

offshore onshore PV …

offshore Transport- Verteil- SmartGrid netze netze Grids

Ausbau der Netzinfrastruktur

Kernenergieausstieg

Umbau Kraftwerkspark

Steigerung der Energieeffizienz

SenkungStromnachfrage

Großhandelspreis Strom

Endkundenpreis StromNetzentgelte

EEG-Vermarktung

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Pumpstromkosten

Stromerlöse(Spotmarkt + Regelenergie)

Vorgehensweise Kraftwerksbewertung

Kraftwerks-einsatz-

optimierungBusinessplanungStrommarkt-

modell

Regelenergie-preise

stündl. Erzeugung stündl. Pumpstrom Deckungsbeitrag

, Barwert)

GuV Cash-Flows Kennzahlen

(RoI, RoE, Barwert)

Energiemarkt-Szenario

Betrachtungszeitraum bis max. 2050

technische/wirtschaftliche

Restriktionen (Pegelstände)

technische/wirtschaftliche Kraftwerksparameter Betriebskosten

Investitionskosten Finanzierung fixe Betriebskosten

BDS Challenges 2012

Kraftwerkspark (Bestand)

Brennstoffpreise CO2-Preise Kraftwerkspark (Bestand) Kuppelkapazitäten

Kraftwerkspark Kraftwerkseinsatz

Stündliche Strompreise

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Investitionskosten, Finanzierungskonditionen, Betriebskosten und Erlöse bestimmen den Wert der Investition

Windkraft Investitionen

Kaufpreisfindung: Ableitung des Barwerts aus Cashflows(bei gegebenen Kaufpreis: Berechnung des IRR)

2014 2015 2016 2017 2018

Prognose der Cash Flows

Spezifische gewichtete Kapitalkosten (WACC)

Barwert

…

Inve

stiti

on

2013

Bestimmung des Diskontierungs-

zinssatzes

Eigen- und Fremdkapital

Erlöse und Kosten (Betrieb & Finanzierung)

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Planung ist, das Chaos durch den Irrtum zu ersetzen:Jährlicher PV Zubau im Vergleich zum Plan aus 2007, als viele konventionelle Neubaukraftwerke beschlossen wurden

Kaminabend IAEW 18.01.2013

Zubau an PV hat Erwartungen erheblich übertroffen* = bis Februar 2013 Quelle: BET-Datenbank, BNetzA

*

| 8 |Kaminabend IAEW 18.01.2013

Die Preise für den konventionellen Markt ändern sich massiv !

Erstmals lag an einem Werktag der Peak unter dem Base

| 9 |Kaminabend IAEW 18.01.2013

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 Preiseim April 2013

| 10 |Kaminabend IAEW 18.01.2013

Merit-order Effekt der Erhöhung des EE-Anteils

Kernenergie Braunkohle Steinkohle GuD GT

zusätzliche EE-Leistung

mehr EE weniger EE

Preiseffekt

Vermarktung der gesamten EEG-Einspeisung durch Transportnetzbetreiber an den Spotmärkten

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

| 11 |Kaminabend IAEW 18.01.2013

Price estimate- Germany -

Spotpreise bei heutigem Marktdesign.

Preise am Großhandelsmarkt steigen nur moderat

Grund ist die Verdrängung durch erneuerbare Energien mitniedrigsten Grenzerzeugungskosten.

Base: Mo till So 00.00 till 24.00 Uhr

Peak: Mo till Fr 08.00 till 20.00 Uhr

Offpeak: Mo till Fr 20.00 till 08.00 Uhr &

Sa till So 00.00 till 24.00 Uhr

Spotmarkpreise Sommertag

| 12 |Gesprächskreis Netze und Speicher, Düsseldorf, 23.10.2012

Clean Spark Spread & kurzfristiger Deckungsbeitrag Gas-GuD- Deutschland -

Definition Clean Spark SpreadStrompreis (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)

Definition kurzfristiger DeckungsbeitragStrompreis (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

Bandbreite Vollkosten

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Ergebnisse – Stündliche Kraftwerkseinsatzoptimierung im Basisszenario

Finanzielle Situation ausgewählter Kraftwerkstypen bei Vollkostenbetrachtung

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0

20

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

[€ je kW]

GasturbineGuD aktuell

GuD ZukunftGuD Wärme

Steinkohle neu

Reine Spotvermarktung bietet keinen Investitionsanreiz

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Notwendige „Preissignale“ für eine Vollkostendeckung eines GuD - Kraftwerkes

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Notwendige 'Knappheits-Preise' für ein GuDStündliche Spotpreise mit 1.000 €/MWh

Erhebliche Windfall-Profits für (abgeschriebene) Bestandsanlagen !

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Bewertung eines Assets – Woher kommt der Flexibilitätswert?

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 erwartete Spread.

Dies stellt ein zusätzliches Wertpotential dar.

Das Kraftwerk bzw. jede Form von Leistungsflexibilität setzt sich demnach zusammen aus einem inneren Wert sowie einem Zeitwert (Flexibilitätswert).

Wahrschein-lichkeit des

Spreads

Erlös aus dem Kraftwerk

0

Erwarteter Spread < Erwarteter Erlös

Flexibilitätswert

innerer Wert(Kapitalwert)

Zeitwert(Möglichkeit der Wertsteigerung im Zeitverlauf)

Zeitwert(Möglichkeit der Wertsteigerung im Zeitverlauf)

Gesamtwert des Kraftwerkes als Realoption

erwartete Preise/Spreads

Werttreiber:Volatilität der

Spreads

+

BDS Challenges 2012

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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

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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

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Investitionsrechnung von Windenergieanlagen

Windkraft Investitionen

VermarktungWind- &Stromertrag

Financial Model(ggf. Szenarien)

AnlagenparameterWindverhältnisse

Vergütung im EEG-RegimeVermarktung danach

Verträge & Genehmigungen

InvestkostenO&M-KostenTBF/KBFBauzeit

Sonstige Risiken & Randbedingungen

KostenpufferZeitpufferZinsenEK AnfoLaufzeit

Beeinflusst durch: - Strommarkt, - Förderung

(- Betriebsführung)

Beeinflusst durch:- Standort - Anlagentechnik

Beeinflusst durch: - Marktlage (WP), - WP-Größe,- Hersteller

Beeinflusst durch: - Kapitalmarkt, - Risikoprofil,

- Projektentwickler

| 19 |Windkraft Investitionen

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…

| 20 |Windkraft Investitionen

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

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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

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Büro für Energiewirtschaft undtechnische Planung GmbH

Hamm

Rotdornschleife 2359063 Hamm

Telefon +49 2381 4500-76Telefax +49 2381 4500-57info@bet-hamm.dewww.bet-hamm.de

Leipzig

Karl-Liebknecht-Straße 6404275 Leipzig

Telefon +49 341 30501-0Telefax +49 341 30501-49info@bet-leipzig.de www.bet-leipzig.de

BET GmbH

Aachen

Alfonsstraße 4452070 Aachen

Telefon +49 241 47062-0Telefax +49 241 47062-600info@bet-aachen.dewww.bet-aachen.de

BET Dynamo Suisse AG

Zug

Poststrasse 266301 Zug

Telefon +41 41 544 4602 Telefax +41 41 544 4603info@bet-dynamo.chwww.bet-dynamo.ch

Zofingen

Junkerbifangstrasse 24800 Zofingen

Telefon +41 62 751 5894Telefax +41 62 751 6093info@bet-dynamo.chwww.bet-dynamo.ch

Puidoux

Route du Vergnolet 81070 Puidoux

Telefon +41 21 791 6545Telefax +41 21 791 6530info@bet-dynamo.chwww.bet-dynamo.ch