Investitionsrechnung von konventionellen Kraftwerken … · Das Kraftwerk bzw. jede Form von...
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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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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
| 22 |Kaminabend IAEW 18.01.2013
Büro für Energiewirtschaft undtechnische Planung GmbH
Hamm
Rotdornschleife 2359063 Hamm
Telefon +49 2381 4500-76Telefax +49 2381 [email protected]
Leipzig
Karl-Liebknecht-Straße 6404275 Leipzig
Telefon +49 341 30501-0Telefax +49 341 [email protected] www.bet-leipzig.de
BET GmbH
Aachen
Alfonsstraße 4452070 Aachen
Telefon +49 241 47062-0Telefax +49 241 [email protected]
BET Dynamo Suisse AG
Zug
Poststrasse 266301 Zug
Telefon +41 41 544 4602 Telefax +41 41 544 [email protected]
Zofingen
Junkerbifangstrasse 24800 Zofingen
Telefon +41 62 751 5894Telefax +41 62 751 [email protected]
Puidoux
Route du Vergnolet 81070 Puidoux
Telefon +41 21 791 6545Telefax +41 21 791 [email protected]