Wirtschaftlichkeit
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Wirtschaftlichkeit von Geothermieprojekten Workshop: „Finanzierung von Geothermie-Projekten“ Dr. Thomas Reif, Sonntag & Partner 1 München, 07. Juli 2009 Die Themen: 1. Die Projektlandkarte (Auszug) 2. Projektkonzept und Wirtschaftlichkeit 3. Wirtschaftlichkeitsanalyse von Geothermieprojekten 4. Wirtschaftlichkeit Stromerzeugung 5. Wirtschaftlichkeit Wärmeversorgung 6. Übersicht Projektwirtschaftlichkeit Strom / Wärme 7. Projektoptimierung 8. Risiken und deren Absicherung 9. Resümee 10. Über uns 2 München, 07.Juli 2009 1. Die Projektlandkarte (Auszug) Waren / Müritz Neubrandenburg Neustadt-Glewe Prenzlau Reine Wärmeprojekte Kombinierte Strom- und Wärmeprojekte - Straubing Speyer - Garching - Erding Landau - München-Riem Insheim - Pullach - Unterschleißheim - Aschheim/Feldkichen/ Kirchheim Soultz-sous-Forêts - Simbach/Braunau Bad Urach - Unterföhring Mauerstetten Bruchsal Unterhaching Dürrnhaar Kirchstockach Sauerlach Und jedes Projekt ist (wirtschaftlich) individuell… 3 München, 07.Juli 2009 2. Projektkonzept und Wirtschaftlichkeit Das Projekt muss regelmäßig der Geologie angepasst werden! • Was ist das Versorgungsziel (Strom / Wärme)? - Wer steht als möglicher Projekt-Partner zur Verfügung? • Welches Temperaturniveau ist im Aufsuchungsfeld zu erwarten? - Eignung zur Stromproduktion / Wärmeversorgung (ggf. hybrid mit Biomasse)? • Welche Tiefen müssen / können erschlossen werden (Bohrkosten!)? - Lassen sich die Bohrungen allein über die Wärmeversorgung amortisieren? - Existiert die kritische Kundenmasse für den EEG-Wärmebonus? Das Projektkonzept bestimmt die Projektwirtschaftlichkeit! Der konkrete Geothermieprojekt-Zuschnitt ist stets Maßarbeit! 4 München, 07.Juli 2009 3. Wirtschaftlichkeitsanalyse von Geothermieprojekten Die Herausforderung: ÖKONOMIE • Die Wechselwirkungen zwischen den Disziplinen abbilden GEOLOGIE TECHNIK • Das Gesamtprojekt verstehen RECHT • Parametervariationen simulieren Projektbeurteilung / Maßnahmenvorschläge 5 München, 07.Juli 2009 Ist die geologische / technische Planung auch im Businessplan abgebildet? Geologische Geologische/ / technische technische Planung Planung 6 Businessplan Businessplan München, 07.Juli 2009 Der Businessplan / Projektwirtschaftlichkeit • Die Annuitätsrechnung nach VDI 2067 ist nicht geeignet, die komplexe Projektökonomie und Risiken im Zeitablauf transparent zu machen • Mindeststandard: integrierte Finanzrechnung - Cashflow Rechnung - Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung - Investitions- und Finanzplanung • Wünschenswert: Vollintegrierte technisch / ökonomische Projektsimulation - Einschließlich Geologiemodul - Einschließlich Technologiemodul - Einschließlich Wärmeproduktions- und -absatzmodul 7 München, 07.Juli 2009 • Die Maßstäbe / Prüfung: - Handwerklich in Ordnung? • Rechenkreise geschlossen? • Laufen die Variationen durch etc.? • Kennzahlen / Auswertungen richtig gerechnet? - Realistische Annahmen / Bandbreitenbildung? - Werden alle Einzelaspekte (Geologie, Technik, BWL etc.) abgebildet? - Konsistenz der Detailplanungen / -disziplinen mit dem Businessplan? - Szenario- / Simulationsfähigkeit gegeben? 8 München, 07.Juli 2009 Projektrentabilität - Erfolgsgrößen • Erlöse - Stromabsatz (incl. Boni) - Wärmeabsatz • EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen) - Cash-orientiert - durch Finanzierungsstruktur nicht beeinflussbar („objektive“ Ausgangsgröße) • EBIT (Ergebnis vor Steuern und Zinsen) • EBT (Ergebnis vor Steuern) • Kapitaldienst (Darlehenstilgungen + Zinsaufwendungen) • FCF (Free Cashflow = EBITDA - Investitionen) 9 München, 07.Juli 2009 Projektrentabilität - Kennzahlen • Internal Rate of FCF - Interne Verzinsung des FCF - Vergleich der internen Projektrendite mit der Ø erwarteten Mindestverzinsung der Kapitalgeber (WACC) möglich Æ „value spread“ erzielbar? Die Investorensicht: lohnt sich der Einstieg ins Projekt? • Schuldendienstdeckungsgrad - EBITDA (FCF) / Kapitaldienst Die Bankensicht: kann das Projekt / der Kunde uns bedienen? Typischer Wunschfaktor: > 1,5 • Gesamtkapitalrendite - (Ergebnis + Zinsaufwand) / Gesamtkapital 10 München, 07.Juli 2009 Projektrentabilität - sonstige Kriterien (insbesondere bei Wärmeprojekten) • Gewinnschwelle (break even point) - Wann / in welchem Jahr werden erstmal Gewinne ausgewiesen? • Anlaufverluste - Welche kumulierten Anlaufverluste werden bis zum Erreichen der Gewinnschwelle erzielt? Diese müssen durch Eigenkapital aufgefangen werden • „Gewinnschwelle II“ - Wann / in welchem Jahr werden die Anlaufverluste kompensiert? 11 München, 07.Juli 2009 4. Wirtschaftlichkeit Stromerzeugung a) Projektparameter Geologie Schüttung in l/s 120 Fördertemperatur in °C 140 Förderhöhe in m/GOK 300 Kraftwerk Kreisprozess Temperatur nach KW-Prozess in °C Wirkungsgrad Kraftwerk Stromerzeugung Nennleistung in kW 12 ORC 70 11,50% 3.961 München, 07.Juli 2009 b) Investitionen Æ ca. 2,5 Mio.€ / 1.000 m MD 2009 2011 Grundstück 500.000 0 0 Exploration 3.000.000 0 0 Bohrplatz 1.000.000 0 0 0 24.000.000 0 4.200.000 0 0 Kraftwerk (incl. Technik) 0 3.272.000 3.272.000 Förderpumpe 0 0 600.000 Pumpenelektrik 0 0 400.000 Netzanschluss / Infrastruktur 0 0 300.000 Bau- / Außenanlagen 0 0 500.000 Kraftwerksgebäude 0 0 500.000 Schaltanlagen 0 0 200.000 Wärmeübergabe 0 0 500.000 8.700.000 27.272.000 6.272.000 Bohrungen Fündigkeitsversicherung / Selbstbehalt / Mehrkosten SUMME 13 2010 (Bohrung >4.000 m TVD und 8 1/2 “ Durchmesser im Endausbau incl. Reserven und typischer Schwierigkeiten) Die wesentlichen Investitionen fallen an für die: • Exploration • Bohrungen • KW-Errichtung 42.244.000 München, 07.Juli 2009 Aufteilung Investitionen Stromprojekt (ohne Reinvestitionen) Kraftwerk (incl. Technik) 16% Fündigkeitsversicherung / Selbstbehalt / Mehrkosten 10% 14 Sonstige Technikinvest. 7% Exploration 7% Bohrplatz 2% Bohrungen 58% München, 07.Juli 2009 c) Stromgestehungskosten Ende der Abschreibungen für Bohrungen und Kraftwerk Stromgestehungskosten 180,0 Strombezug 170,0 160,0 150,0 140,0 Personal / Verwaltung € / MWh 130,0 120,0 Versicherungen 110,0 100,0 Instandhaltung / Wartung 90,0 80,0 70,0 60,0 Bauphase Abschreibungen 3 Jahre (2009 - 2011) 50,0 Zinsaufwand 40,0 30,0 20,0 sonstiger betr. Aufwand 2037 2035 2033 2031 2029 2027 2025 2023 2021 2019 2017 2015 2013 2011 2009 10,0 0,0 • Abschreibung für Bohrung und Kraftwerk innerhalb von 20 Jahren • Incl. Inflation (z.B. 4% Steigerung p.a. für Preise des Eigenenergiebedarfs) 15 München, 07.Juli 2009 d) Erlöse: Einspeiseerlöse EEG EEG 2004 EEG 2009 Grundvergütung ct/kWh 15,00 14,00 8,95 7,16 bis 5 MW el bis 10 MW el bis 20 MW el ab 20 MW el 16,00 16,00 10,50 10,50 Frühstarterbonus ct/kWh Inbetriebnahme bis 31.12.2015 - 4,00 Wärmenutzungsbonus ct/kWh Anlagen bis 10 MW el - 3,00 Technologiebonus ct/kWh Petrothermale Technik 16 - 4,00 München, 07.Juli 2009 e) Projektrentabilität - Erfolgsgrößen Ertragsentwicklung Stromprojekt (16ct/kWh + Frühstarterbonus + Wärmebonus) „Marktpreisknick“ nach EEG-Ende 8 7 6 5 Mio. EUR 4 Schuldendienstdeckung 3 2 Gewinnschwelle 1 0 2038 2037 2036 2035 2034 2033 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 -1 Jahr -2 -3 Erlöse 17 EBITDA EBT Kapitaldienst München, 07.Juli 2009 Verlauf der Erfolgsgrößen – Erläuterung • Gewinnschwelle - Zeigt das erste positive Projektergebnis vor Steuern - Erreichung mit dem Jahr der Kraftwerks-Inbetriebnahme • Erlöse - Konstant gemäß EEG-Vergütung - Nach 20 Jahren Vergütungszeit entsprechend dem Marktpreis (i.d.R. niedriger als der EEG-Vergütungssatz) • EBITDA - Jährlich sinkend wegen konstanter Erlöse, aber steigender laufender Betriebsaufwendungen (Material, Personal, Verwaltung und Instandhaltung) - Nach EEG-Ende jährlich etwas steigend wegen marktbedingter Strompreissteigerungen 18 München, 07.Juli 2009 • EBT - Jährlich steigend, da die vereinnahmten Erlöse über den gesamten Aufwendungen liegen und v.a. die Zinsaufwendungen sinken • Kapitaldienst - Bis Ablauf der festgelegten Darlehenslaufzeit von 20 Jahren konstante Zinsund Tilgungszahlungen Renditen bei Stromprojekten liegen bei ca. 5 – 12%, abhängig von - Standort und Bohrtiefe, also von - den Temperaturverhältnissen und der Schüttung - den tatsächlichen Bohrkosten - der zusätzlichen Wärmeversorgung 19 München, 07.Juli 2009 Projektvergleich (120 l/s, 140°C) Frühstarterbonus Frühstarter-, Wärmebonus Internal Rate of FCF vor Steuern 7,73% 9,96% Internal Rate of FCF nach Steuern 6,78% 8,56% EEG-Vergütung 16ct/kWh incl. Kapitalmarkt-Benchmark: 9,26% 14,05% Ø EK-Rendite kapitalgewogen nach Steuern 6,49% 9,96% Ø GK-Rendite kapitalgewogen vor Steuern 8,18% 10,63% Ø GK-Rendite kapitalgewogen nach Steuern 6,77% 8,54% Ø EK-Rendite kapitalgewogen vor Steuern > 8% vor Steuern Æ Rentabilität / Marktfähigkeit erst ab dem Wärmebonus Renditesteigerung durch Nutzung der Restwärme Æ Wärmeverkaufserlöse 20 München, 07.Juli 2009 Abhängigkeit der Rendite von der Geologie Internal Rate of FCF vor Steuern 14,00% 12,00% 10,00% 8,00% 6,00% 7% Temperatursteigerung Æ >30% Rentabilitätssteigerung Æ und umgekehrt 4,00% 2,00% 0,00% Abzusichern über Fündigkeitsversicherung 80 90 100 120 Schüttung in l/s IRR of FCF vor St. bei 140 °C 21 110 IRR of FCF vor St. bei 150 °C München, 07.Juli 2009 Abhängigkeit der Rendite von den Investitionen (Schüttung 120 l/s) Internal Rate of FCF vor Steuern 18,00% 16,00% 14,00% 12,00% 10,00% 8,00% 6,00% 10% Investitionssteigerung Æ ca. 10% Rentabilitätsverlust Æ und umgekehrt 4,00% 2,00% 0,00% 80 90 100 110 120 Investitionsvolumen in % der Planung IRR of FCF vor St. bei 140 °C 22 IRR of FCF vor St. bei 150 °C München, 07.Juli 2009 Projekterfahrungen • Gute Projektplanung kostet Zeit und Geld, schlechte Projektplanung kostet noch mehr Zeit und Geld • Irgendetwas Unvorhergesehenes passiert beim Bohren > 4.000m immer • Eine Dublette kostet nicht selten deutlich über 20 Mio. € • Schüttungen > 100 l/s sind selbst in der Molasse keine Selbstverständlichkeit 23 München, 07.Juli 2009 5. Wirtschaftlichkeit Wärmeversorgung a) Projektparameter „Standardprojekt“ Geothermie Fördertemperatur in °C 90 Rücklauftemperatur in °C 50 Schüttung in kg/s 60 geplantes thermisches Potential in kW 9.553 Mittellastabdeckung Einsatz Biomasse nach 8 Jahren Absatz Anschlussleistung in kW (im Endausbau) ca. 35.000 Wärmeabsatz in MWh (im Endausbau) ca. 65.000 Anzahl angeschlossener Objekte (im Endausbau) 24 1.000 München, 07.Juli 2009 b) Investitionen Æ ca. 2,5 Mio.€ / 1.000 m MD über 30 Jahre Grundstück Bohrung (incl. Bohrplatz) Thermalwasserpumpen 13.500.000 600.000 Bau / Außenanlagen 1.900.000 Technik GEZ 3.100.000 Technik Spitzen/Heizz. 1.400.000 Technik Biomasse 2.900.000 Verteilnetz 8.800.000 Hausanschlüsse 3.600.000 WÜ-Stationen 2.900.000 Planung Netz 1.300.000 Sonstiges / "Reserve" 2.400.000 SUMME 25 1.000.000 (Bohrung >2.500 m TVD und 6 1/8 “ Durchmesser im Endausbau incl. Reserven und typischer Schwierigkeiten) • Ca. 50 – 75% der Investitionen fallen in den ersten 1 - 3 Jahren an (Bohrung + technische Anlagen + Basisnetz) • Der Rest fällt in den Jahren 4 - 15 an (Netzausbau) 43.400.000 München, 07.Juli 2009 Aufteilung Investitionen Wärmeprojekt (ohne Reinvestitionen) Sonstiges / "Reserve" Planung Netz 6% 3% Grundstück 2% Bohrung 32% Sonstige Technikinvest. 5% WÜ-Stationen 7% Technik GEZ 7% Hausanschlüsse 8% Verteilnetz 20% 26 Technik Biomasse 7% Technik Spitzen/Heizz. 3% München, 07.Juli 2009 c) Finanzierung • Gemeinde Æ Eigenkapital (mind. Bohrung und negativer Cashflow) • Privatinvestoren (ggf. zusammen mit Gemeinde als PPP) • Banken Æ Fremdkapital • Kunden (Baukostenzuschüsse, Hausanschlusskostenbeiträge) • Fördermittel (Land, Bund, EU, Infrastruktur und Innovationsförderung) 0 Wärmeprojekte derzeit nicht zu finanzieren ohne Haftungsübernahme ! 0 Restriktionen des EU-Beihilferechts werden gerne verdrängt! Planungsprozess: In Abhängigkeit von der Projektstruktur Der Detaillierungsgrad der Finanzplanung nimmt mit dem Projektfortschritt zu 27 München, 07.Juli 2009 Mittelherkunft in den ersten 10 Jahren positiver laufender Cash Flow 9% Darlehensaufnahme 39% Kundenzuschüsse 16% Eigenkapitalzufuhr 36% 28 München, 07.Juli 2009 d) Entwicklung der Betriebsaufwendungen 7.000.000 Materialaufwand 6.000.000 Instandhaltung/ Wartung 5.000.000 4.000.000 Euro Personal//Vers./ sonstiger betr. Aufwand Abschreibungen 3.000.000 2.000.000 Zinsaufwand 1.000.000 37 20 35 20 33 20 31 20 29 20 27 20 25 20 23 20 21 20 19 20 17 20 15 20 13 20 11 20 20 09 0 Jahre 29 München, 07.Juli 2009 Materialaufwendungen Zusammensetzung und Verlauf des Materialaufwands 2.500.000 Teilsubstitution Öl durch Biomasse 2.000.000 Euro 1.500.000 1.000.000 500.000 0 2038 2037 2036 2035 2034 2033 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 Jahr Ölbezug 30 Strombezug Biomassebezug München, 07.Juli 2009 e) Erlöse: Wärmepreise • Wettbewerb zu Öl, Gas, Hackschnitzel etc. => Anreiz zum Umsteigen, anlegbarer Geothermiepreis brutto ca. 80 - 85 € => Wettbewerbsfähiger Geothermie-Wärmepreis ist bei Thermalwassertemperaturen > 75°C bereits heute möglich, künftig auch bei < 75°C aber: seriöser Vergleich nur bei Vollkostenbetrachtung • • Preiskomponenten - Grundpreis (anschlussabhängiger Fixpreis) - Arbeitspreis (mengenabhängiger Verbrauchspreis) - Baukostenzuschüsse (für das Verteilnetz) - Hausanschlusskosten (für den Hausanschluss) Preisentwicklung / Preisgleitklausel (geringe Bindung an Energiepreise) (Arbeitspreis: z.B. 10% Öl, 30% Strom, 20% Biomasse, 30% Invest., 10% Löhne) 31 München, 07.Juli 2009 50% 32 Erdgas Heizöl München Apr 09 Jan 09 Okt 08 Jul 08 Apr 08 Jan 08 Okt 07 Jul 07 Apr 07 Jan 07 Okt 06 Jul 06 Apr 06 Jan 06 Okt 05 Jul 05 Apr 05 Jan 05 Okt 04 Jul 04 Apr 04 Jan 04 Okt 03 Jul 03 Apr 03 Jan 03 Okt 02 Jul 02 Apr 02 Jan 02 Okt 01 Jul 01 Apr 01 Jan 01 Okt 00 Jul 00 Apr 00 Jan 00 Okt 99 Jul 99 Apr 99 400% Jan 99 Okt 98 Jul 98 Apr 98 Jan 98 Energiepreise vs. Geothermiewärmepreise 450% Preisbasis: 1998 350% 300% 250% 200% 150% 100% Geothermie Quelle: IB NEWS GmbH München, 07.Juli 2009 f) Projektrentabilität Ertragsentwicklung Wärmeprojekt 8 2038 2037 2036 2035 2034 2033 Gewinnschwelle 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 -2 2009 Mio. EUR 3 Kompensation der Anlaufverluste -7 Das Finanzierungsproblem: Kapitaldienst > EBITDA ! Jahr -12 Erlöse 33 EBITDA EBT EBT kumuliert Kapitaldienst München, 07.Juli 2009 Verlauf der Erfolgsgrößen – Erläuterung • Gewinnschwelle - Erreichung i.d.R. nach Abschluss der Hauptinvestitionsphase (Jahr 10 – 15) (bei vielen Großkunden schneller) • Erlöse - Jährlich steigend mit zunehmendem Netzausbau - Wärmepreis abhängig u.a. von der Entwicklung der in der Preisgleitklausel zugrunde gelegten Energie- und sonstigen Preisbezüge • Gewinn vor Steuern (EBT) - Stetig steigend mit zunehmendem Netzausbau • Gewinn vor Steuern kumuliert - Das Gesamtprojekt hat ab diesem Zeitpunkt die Anfangsverluste kompensiert 34 München, 07.Juli 2009 • Renditen bei Wärmeprojekten liegen bei ca. 4 – 8% abhängig von - Standort und Bohrtiefe (Temperatur und Schüttung) Konzept Energiebereitstellung (Mittellast- und Spitzenlastdeckung) Preisgestaltung (Höhe Arbeits- und Grundpreis, Gestaltung Preisgleitklauseln) Kapitalausstattung Ausbaugeschwindigkeit usw. Erlöse aus CO²-Zertifikatehandel nicht berücksichtigt! (unsicher zu kalkulieren) • Jedes Projekt ist individuell gestaltbar! 35 München, 07.Juli 2009 Sensitivitätsanalyse Beispielhafte Parametersensitivität Wärmeprojekt Fördertemperatur in °C Schüttung in kg/s Projektrentabilität Startwärmepreis netto (Typ KK) Investitionssumme Endausbauanschlussdichte Startanschlussdichte Der Wärmepreis und das Investitionsvolumen sind meist projektkritischer, als die Geologie Zinssatz Fremdkapital 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% -8% -10% Eigenkapitalhöhe Parameteränderung in % 36 München, 07.Juli 2009 6. Übersicht Projektwirtschaftlichkeit Strom / Wärme Stromprojekt Wärmeprojekt schnell, ab KW-Betrieb lange "Durststrecke" Hauptinvestitionen in der Bauphase (1 - 4 Jahre) in der Bauphase und Betriebsphase (Netz!) Finanzierung gut kalkulierbar schwer kalkulierbar, da von zukünft. Netzausbau abhängig Absatz / Vertrieb Abnahme- und Vergütungsgarantie Wettbewerb / umkämpfter Kundenmarkt Erlöse konstant, genau kalkulierbar durch feste Vergütungssätze Preis ist marktabhängig, Erlössteigerung gemäß Ausbau steigend stark steigend mit zunehmendem Netzausbau Fündigkeit Fündigkeit, v.a. aber Absatz / Vertrieb Gewinnschwelle Materialaufwand Risikofokus Kombination Strom und Wärme als Lösung? 37 München, 07.Juli 2009 7. Projektoptimierung und Wirtschaftlichkeit Optimierungsüberlegungen • Lassen sich Kraft- und Wärmeprozess rentabel kombinieren - Mehr Wertschöpfung durch verbesserte Energienutzung - seriell (Abwärmekonzept) oder parallel? • Kann die verfügbare Geothermieleistung erhöht werden? - Absenkung des Rücklaufs / Wärmepumpenkonzept - Reservoirertüchtigung • Kooperationsprojekte sinnvoll (z.B. von Nachbargemeinden)? - Vergrößerung des Wärmeabsatzpotentials (kritische Kundenmasse!) - Oder: „Claimsharing“ Æ Engpassituation im Großraum München 38 München, 07.Juli 2009 Projektoptimierung („KWK“ und Wärmepumpe) Projekt: Hohe Temperatur >120°C Mittlere Temperatur < 120°C Niedrige Temperatur < 90°C Strom 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C °C Strom Wärme Wärme "Strom" Engpassbereich "Abfall" "Abfall" Am Standort zur Verfügung stehender Temperaturbereich Regelmäßig zur Stromproduktion genutzter Temperaturbereich Zu "kalt" für Strom Regelmäßig zur Wärmeversorgung erforderlicher Temperaturbereich Regelmäßig ungenutzter Temperaturbereich Wärme "ENGPASS" "Abfall" Wärmepumpe (Rücklaufkühlung) Kombination von Stromerzeugung und Wärmeversorgung (parallel od. seriell) und / oder Optimierung der Wärmeproduktion (Wärmepumpe) 39 München, 07.Juli 2009 Projektoptimierung - Auflösung der „Nutzerkonkurrenz“ • Strom- (und Wärmeprojekt) - Wärmegeführt vs. Stromgeführt (Optimale Wertschöpfung vs. Zwang zur Kraftwerksamortisation) - Parallele vs. serielle Thermalwassernutzung - Mischformen (Aufheizen der Kraftwerksrestwärme für die Wärmenutzung) - Regimewechsel nach Kraftwerksamortisation usw. Die Engpasssituation ist nur teilweise auflösbar: - In Zeiten, in denen keine/weniger Heizwärme benötigt wird (Tag/Nacht, Sommer/Winter), liegt der Kraftwerkswirkungsgrad ca. 30% unter Durchschnitt! - Strom im Sommer und Wärme im Winter ist daher nur eine „Scheinlösung“ - „Feintuning“ bei der Geothermienutzung und der Kraftwerksauslegung bzw. dem Kraftwerksbetrieb nötig 40 München, 07.Juli 2009 • Wärmeprojekt - Spitzenlastdeckung durch zusätzliche Energiequelle - Einbindung einer Mittellastkomponente - Ertüchtigung der Geothermiequelle durch Rücklaufkühlung (Wärmepumpe) - Verfeinerung der Mittellast (zweites Mittellastband) usw. Kapitaldienst statt „Brennstoffkosten“ Die kapitalintensivste Geothermie möglichst voll in der Grundlast ausnutzen 41 München, 07.Juli 2009 Beispiel: Optimierung der Wärmeproduktion (hybrides Projekt) Spitzen- / Reservelast (Öl) Æ 21,0 MW Wärmepumpe Biomasse-Anteil Æ 11,8 MW Wärmepumpe Geoth.-Anteil Æ 8,8 MW Geothermie Æ 6,4 MW Anschlussleistung: 130.907 kW, Wärmebedarf ab Heizwerk: 70.111 kW, Wärmeerzeugung: 264.694 MWh, 3.775 VBh 70000 60000 Leistung in kW Biomasse Mittellast Æ 22,0 MW 80000 Spitzen- und Reservelast (Öl-)Kessel: 70.111 kWth (100%), Wärmeerzeugung: 23.438 MWh (9%), 334 VBh 50000 Mittellast Biomasse 22.000 kWth (31%), Wärmeerzeugung: 65.891 MWh (25%), 2.995 VBh 40000 30000 Wärmepumpe 20.662 kWth (29%), Wärmeerzeugung: 122.698 MWh (46%), 5.938 VBh 20000 10000 Grundlast Geothermie 6.448 kWth (9%), Wärmeerzeugung: 52.667 MWh (20%), 8.168 VBh 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 Stunden 42 München, 07.Juli 2009 8. Risiken und deren Absicherung Risiken Geologie Technik Investition Ökonomie Marketing (speziell für Wärmeprojekte) 43 Absicherung Geologische Risiken - Nichtfündigkeit / Teilfündigkeit - "Andersfündigkeit" - Seismik / Machbarkeitsstudie / Reprocessing - "echte" Fündigkeitsversicherung Bohrtechnische Risiken - Bohrziel wird verfehlt - Bohrziel wird überschritten, lost in hole etc. - Qualität der geologischen Planung - Qualität der Bohrgesellschaft - Bohrvertrag - "Bohrrisikoversicherung" Anlagentechnische Risiken / Betriebsrisiken - Planungsqualität - Know-how des Herstellers / Betreibers - Vorratshaltung (Pumpe!) Wirtschaftliche Risiken - Investitionsbudget - Finanzierung - Preisentwicklung alternat. Energien - Businessplan / laufende Fortschreibung - Finanzieller Spielraum (Reserven!) - Vertragsgestaltung - Moderate Wärmepreispolitik … Vertrieb / Absatz nicht versicherbar, jedoch beherrschbar! München, 07.Juli 2009 Kritische Projektparameter • Temperatur • Schüttung • (Absenkung [Förderhöhe]) • Investitionssumme • Finanzierungskosten (Eigenkapitalquote) • Anlagenverfügbarkeit • Absatzmenge • Anschlussdichte • Netz-Ausbaugeschwindigkeit • (Start-) Wärmepreis • Preisentwicklung Öl/Gas/Biomasse/Strom i.V.m. der gewählten Preisgleitklause 44 GEOLOGIE INVESTITION / FINANZIERUNG TECHNIK ABSATZPOTENTIAL / MARKETING WETTBEWERB W Ä R M E München, 07.Juli 2009 9. Resümee • Geothermie = „sauber“, rentabel + schafft lokale Wertschöpfung • Geothermische Strom- und/oder Wärmeprojekte sind an einer Vielzahl von Standorten in Bayern / Deutschland wirtschaftlich umsetzbar. • Bei Temperaturniveaus > 130°C und ergiebigen Schüttungen > 100 l/s ist hydrothermale geothermische Stromproduktion rentabel (EEG!). • Bei Fördertemperaturen > 75°C sind Wärmeprojekte zu Marktwärmepreisen rentabel (kritische Kundenmasse unterstellt), mit steigenden Öl- und Gaspreisen wird es lohnend, auch immer „kühlere“ Erdwärmevorkommen zu erschließen. • Die Kombination von geothermischer Stromerzeugung und Wärmeversorgung kann die Wirtschaftlichkeit herstellen oder verbessern. 45 München, 07.Juli 2009 10. Über uns a) S&P Geothermie-Team Dr. Thomas Reif Dipl.-Volkswirt, Rechtsanwalt, Fachanwalt für Steuerrecht Harald Asum Dipl.-Betriebswirt Birgit Maneth Rechtsanwältin, LL.M., Fachanwältin für gewerblichen Rechtsschutz Dr. Martina Vollmar Irene Lang Rechtsanwältin, Fachanwältin für Steuerrecht, Steuerberaterin Dipl.- Betriebswirtin Ramona Trommer Karin Gohm Dipl.-Kauffrau, Wiss. Assistentin Rechtsanwaltsfachangestellte Gerd Wolter, C.P.A. Dipl.-Kaufmann, Steuerberater, Wirtschaftsprüfer 46 Gerd Wolter, C.P.A. München, 07.Juli 2009 b) Einige Referenzprojekte – www.geothermiekompetenz.de • Geothermieprojekt Riem (Wärme) – umgesetzt • Geothermieprojekt Pullach (Wärme) – umgesetzt • Geothermieprojekt Mauerstetten/Kaufbeuren (Strom/Wärme) – in der Umsetzung • Geothermieprojekt Aschheim/Feldkirchen/Kirchheim (Wärme) – in der Umsetzung • Geothermieprojekt Sauerlach (Strom/Wärme) – in der Umsetzung • Geothermieprojekt Dürrnhaar (Strom/Wärme) – in der Umsetzung • Geothermieprojekt Unterföhring (Wärme) – in der Umsetzung • Geothermieprojekt Oberhaching (Wärme) – in der Planung • Geothermieprojekt Geretsried (Strom/Wärme) – in der Planung • Geothermieprojekt Garching (Wärme) – in der Umsetzung • Geothermieprojekt Grünwald (Wärme) – in der Planung • Geothermieprojekt Vaterstetten/Grasbrunn (Wärme) – in der Planung • Geothermieprojekt Holzkirchen (Strom/Wärme) – in der Planung • Geothermieprojekt Traunstein (Strom/Wärme) – in der Planung • Und viele weitere ... 47 München, 07.Juli 2009 c) Dienstleistungsspektrum S&P erneuerbare Energien Projektkonzeption • Maßgeschneiderte Projektgestaltung Wirtschaftlichkeitsberatung • • • • Wirtschaftlichkeitssimulationen Aufbau der Kostenrechnung Wirtschaftsplan / Finanzierung Quartalsberichterstattung etc. GEOTHERMIE BIOMASSE Rechtsberatung • Rechtliche und steuerliche Projektgestaltung • Energie-, Vertrags-, Vergabe-, Kartell- und Beihilferecht etc. Steuerberatung • Buchhaltung • Jahresabschlusserstellung • Steuererklärungen etc. SONNE WIND Wirtschafts- / Projektprüfung • Jahresabschlussprüfung • Unternehmensbewertung • Technische/ökonomische/rechtliche Due Diligence 48 München, 07.Juli 2009 Dr. rer. pol. Thomas Reif Dipl.-Volksw., Rechtsanwalt, Fachanwalt für Steuerrecht www.geothermiekompetenz.de Sonntag & Partner Wirtschaftsprüfer Steuerberater Rechtsanwälte Schertlinstraße 23 · 86159 Augsburg Telefon 0821/57058-0 · Telefax 0821/57058-153 Elektrastraße 6 · 81925 München Telefon 089/2554434-0 · Telefax 089/2554434-9 www.sonntag-partner.de 49 München, 07.Juli 2009
