Meilensteine einer Wirtschaftlichkeitsanalyse bei Tiefengeothermieprojekten - Industrie-Club Hannover e.V. Veranstaltung: "Pilotprojekt GeneSys ...
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Meilensteine einer Wirtschaftlichkeitsanalyse
bei Tiefengeothermieprojekten
Industrie-Club Hannover e.V.
Veranstaltung: „Pilotprojekt GeneSys - Erdwärme aus der Tiefe“
Dr. Thomas Reif, Sonntag & Partner
Hannover, 21. Juli 2009
Die Themen: 1. Projektlandkarten 2. Potentiale Tiefengeothermie Norddeutsches Becken 3. Projektkonzept und Wirtschaftlichkeit 4. Wirtschaftlichkeitsanalyse von Geothermieprojekten 5. Wirtschaftlichkeit „Standard“-Wärmeprojekt in Bayern 6. Szenario: EGS-Wärmeprojekt in Niedersachsen 7. Fazit 8. Über uns 2 Hannover, 21.Juli 2009
1. Projektlandkarten
Waren / Müritz
Neubrandenburg
Neustadt-Glewe
Prenzlau
Hannover Groß-Schönebeck
Kombinierte
Aachen
reine Strom- und
Wärmeprojekte Wärme-
- Straubing
- Garching
Speyer
projekte
- Erding Landau
- München-Riem Bruchsal
- Pullach Insheim
- Unterschleißheim
- Aschheim/Feldkichen/
Kirchheim Unterhaching
Soultz-sous-Forêts
- Simbach/Braunau Dürrnhaar
- Unterföhring Bad Urach Kirchstockach
Mauerstetten Sauerlach
Und jedes Projekt ist (wirtschaftlich) individuell…
3 Hannover, 21.Juli 2009
Projektlandkarte Niedersachsen 4 Hannover, 21.Juli 2009
2. Potentiale Tiefengeothermie Norddeutsches Becken
Norddeutsches Becken tendenziell
eher
HDR/EGS!
hydro-
Oberrheingraben thermal
Molassebecken und/oder
EGS!
> 70°C regelmäßig zur
Quelle: Wärmeerzeugung Quelle:
LIAG Hannover
Bayerischer Geothermieatlas wirtschaftlich nutzbar
5 Hannover, 21.Juli 2009
Speziell:
Geologie Norddeutsches Becken:
• Unterkreide – Sandsteine
• Dogger – Sandsteine
• Speicherkomplex Lias – Rhät
• Keuper – Sandsteine
• Mittlerer Bundsandstein
• Rotliegend – Sandsteine
Quelle: LIAG
6 Hannover, 21.Juli 2009
Geländeschnitt (Standort Munster)
Zielhorizont:
Rotliegend
7 Hannover, 21.Juli 2009
Energiepotential in Niedersachsen
Geothermisches Potential in Niedersachsen in kW
Entzugsmenge Fördertemperatur in °C aus ca. 5.000 m TVD Rücklauf-
EGS-System temperatur
in kg/s 150 155 160 in °C
10 4.200 4.410 4.620 50
20 8.400 8.820 9.240 50
30 12.600 13.230 13.860 50
Annahme: Dichte*Wärmekapazität = 4,2
AFK (Aschh. / GEOVOL
Vergleichsprojekte Bayern Riem (München) IEP (Pullach)
Feldkirch. / Kirchh.) (Unterföhring)
geplant geplant
Potential in MW ca. 9,0 5,3
9,0 10,4
Einwohnerzahl ca. 16.000 8.900 25.300 8.500
Anschlusswert Wärmenetz in geplant geplant geplant geplant
MW ca. 40 33 107 52
Bei Temperaturen > 150°C leisten bereits Entzugsmengen > 20 kg/s einen so
bedeutenden Versorgungsbeitrag, dass die potentiellen Kosten eines EGS-
Systems im Rahmen einer städtischen Versorgung amortisierbar sind
8 Hannover, 21.Juli 20093. 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!
9 Hannover, 21.Juli 2009Wichtige Projektparameter
• Temperatur
• Schüttung GEOLOGIE
S W
• (Absenkung [Förderhöhe]) T Ä
• Investitionssumme INVESTITION / R R
FINANZIERUNG O M
• Finanzierungskosten (Eigenkapitalquote)
M E
• Anlagenverfügbarkeit TECHNIK
• Absatzmenge
• Anschlussdichte ABSATZPOTENTIAL / W
MARKETING
• Netz-Ausbaugeschwindigkeit Ä
• (Start-) Wärmepreis R
M
• Preisentwicklung Öl/Gas/Biomasse/Strom WETTBEWERB
E
i.V.m. der gewählten Preisgleitklausel
10 Hannover, 21.Juli 2009Und die Risikostrategie?
Risiko- Risiko- Risiko- Risiko-
VERMEIDUNG VERMINDERUNG ÜBERWÄLZUNG AKZEPTANZ
Internationaler
Versicherungsmakler
für den Mittelstand
11 Hannover, 21.Juli 2009Risiken und deren Absicherung
Risiken Absicherung
Geologische Risiken
- Machbarkeitsstudie / Reprocessing / Seismik
- Nichtfündigkeit / Teilfündigkeit
- Fündigkeitsversicherung / KfW-Absicherung
- "Andersfündigkeit"
Bohrtechnische Risiken - Qualität der geologischen / Bohrplanung
Geologie
- Bohrziel wird verfehlt - Qualität der Bohrgesellschaft
- Bohrziel wird überschritten, - Bohrvertrag
lost in hole etc. - "Bohrrisikoversicherung"
Technik - Planungsqualität
- Know-how des Herstellers / Betreibers
Anlagentechnische Risiken /
- Herstellergarantien
Betriebsrisiken
- Betriebsunterbrechungsversicherungen etc.
- Vorratshaltung (Pumpe!)
Wirtschaftliche Risiken - Businessplan / laufende Fortschreibung
- Investitionsbudget - Finanzieller Spielraum (Reserven!)
Investition - Finanzierung - Vertragsgestaltung
- Preisentwicklung alternat. Energien - Moderate Wärmepreispolitik …
Ökonomie
nicht versicherbar,
Vertrieb / jedoch
Marketing
Absatz beherrschbar!
12 Hannover, 21.Juli 2009Versicherungsschutz für Tiefen-Geothermieprojekte
Internationaler Versicherungsmakler
für den Mittelstand
• Betriebshaftpflichtversicherung
- inkl. bergrechtliche Ansprüche
• Bauleistungsversicherung / Erstellungsrisiko
- Schadenbedingte Kosten f. Lost in Hole des Equipments, Fangarbeiten,
Umfahrungen etc.
- Schadenbedingte Aufgabe des Bohrlochs
• Fündigkeitsversicherung
- Absicherung der thermischen Leistung
• Abstimmung: Versicherungsschutz / KfW-Programme
13 Hannover, 21.Juli 20094. Wirtschaftlichkeitsanalyse von Geothermieprojekten
Die Herausforderung:
• Das Gesamtprojekt
ÖKONOMIE verstehen
GEOLOGIE • Die Wechselwirkungen
zwischen den
Disziplinen abbilden
TECHNIK RECHT • Parametervariationen
simulieren
Projektbeurteilung / Maßnahmenvorschläge
14 Hannover, 21.Juli 2009Ist die geologische / technische Planung auch im
Businessplan abgebildet?
Geologische
Geologische/ / Businessplan
Businessplan
technische
technische
Planung
Planung
15 Hannover, 21.Juli 2009Die Veränderung eines Parameters hat Auswirkung auf alle
Teilrechnungen und verändert alle Finanzströme im Projekt
16 Hannover, 21.Juli 2009Der Businessplan / integrierte Finanzsimulation
• Die Annuitätsrechnung nach VDI 2067 ist nicht geeignet, die komplexe
Projektökonomie und Risiken im Zeitablauf transparent zu machen
• Basis: integrierte Finanzrechnung
Nur die integrierte
- Cashflow Rechnung Rechnung garantiert
- Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung Geschlossenheit der
Finanzströme und
- Investitions- und Finanzplanung Widerspruchsfreiheit
- Sonstige Nebenrechnungen der Rechnungen
• Erweiterung: Vollintegrierte technisch / finanzielle Projektsimulation
- Einschließlich Geologiemodul
- Einschließlich Technologiemodul
- Einschließlich Wärmeproduktions- und –absatzmodul
Der Detaillierungsgrad der Finanzplanung nimmt mit dem Projektfortschritt zu
17 Hannover, 21.Juli 2009Die Leistungsfähigkeit
• Umfassendes integriertes Finanzmodell (Dateigröße ca. 150 MB)
• Variationsmöglichkeit / Szenarienbildung durch einen „Mausklick“ über
Verknüpfung mit über 50 projektkritischen „Stellschrauben“
„Alles“ ist mit „Allem“ verknüpft (Geologie / Technik / Ökonomie)
• Finanzielle Simulation von „Best-“, „Norm-“ und „Worst-“ Case-Szenarien
• Anpassungsfähigkeit / Erweiterbarkeit des Modells an den
- Erkenntnisfortschritt und / oder an
- steigenden Informationsbedarf im Projektablauf
Überprüfung der Finanzierungsvolatilität
Mit den Geldgebern (Banken + Kommunen) kann zusammen das
passende Konzept für das Projekt entwickelt werden
18 Hannover, 21.Juli 2009Projektbeurteilung - 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)
19 Hannover, 21.Juli 2009Projektbeurteilung - 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
20 Hannover, 21.Juli 2009Projektbeurteilung - 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?
21 Hannover, 21.Juli 2009Kriterien der finanziellen Beurteilung durch Banken
• Internal Rate of Free Cashflow
• Eigenkapital- und Gesamtkapitalrendite
• Gewinnschwelle
• Kumulierte Anlaufverluste
• Kapitaldienstdeckungsfähigkeit
(Verhältnis von EBITDA zu Kapitaldienst möglichst > 1,5)
• Sicherheiten
• Projekt- / Wärmeentwicklungskonzept / Projektteam
Projektfinanzierbarkeit
22 Hannover, 21.Juli 20095. Wirtschaftlichkeit „Standard“-Wärmeprojekt in Bayern
Projektparameter
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) 1.000
Netzlänge Verteilnetz in m 15.515
23 Hannover, 21.Juli 2009Investitionen Æ ca. 2,0 Mio.€ /
1.000 m MD
über 30 Jahre (Bohrung >2.500 m
TVD und 6 1/8 “
Grundstück 1.000.000 Durchmesser im
Endausbau incl.
Bohrung (incl. Bohrplatz) 13.500.000 Reserven und
typischer Schwierig-
Thermalwasserpumpen 600.000
keiten)
Bau / Außenanlagen 1.900.000
Technik GEZ 3.100.000
Technik Spitzen/Heizz. 1.400.000 • Ca. 50 - 75% der Investitionen
Technik Biomasse 2.900.000 fallen in den ersten 1 - 3
Verteilnetz 8.800.000 Jahren an
(Bohrung + technische
Hausanschlüsse 3.600.000
Anlagen + Basisnetz)
WÜ-Stationen 2.900.000
Planung Netz 1.300.000 • Der Rest fällt in den Jahren
Sonstiges / "Reserve" 2.400.000 4 - 15 an (Netzausbau)
SUMME 43.400.000
24 Hannover, 21.Juli 2009Aufteilung Investitionen Wärmeprojekt
(ohne Reinvestitionen)
Sonstiges / Grundstück Bohrung
"Reserve" 2% 32%
Planung Netz
5%
3%
Sonstige
Technikinvest.
WÜ-Stationen 5%
7%
Technik GEZ
Hausanschlüsse 7%
8%
Verteilnetz Technik Biomasse Technik
21% 7% Spitzen/Heizz.
3%
25 Hannover, 21.Juli 2009Finanzierung
• Projektinitiator
- Gemeinde / Privatinvestoren (ggf. zusammen mit Gemeinde als PPP)
Æ Eigenkapital mind. ca. 30% der Investitionen (für Bohrung, negativer Cashflow…)
• 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
26 Hannover, 21.Juli 2009Entwicklung der Betriebsaufwendungen
7.000.000
Materialaufwand
6.000.000
Instandhaltung/
5.000.000
Wartung
4.000.000 Personal//Vers./
Euro
sonstiger betr.
3.000.000 Aufwand
Abschreibungen
2.000.000
1.000.000 Zinsaufwand
0
09
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
33
35
37
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Jahre
27 Hannover, 21.Juli 2009Materialaufwendungen
Zusammensetzung und Verlauf des Materialaufwands
2.500.000
Teilsubstitution Öl
2.000.000 durch Biomasse
1.500.000
Euro
1.000.000
500.000
0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
Jahr
Ölbezug Strombezug Biomassebezug
28 Hannover, 21.Juli 2009Erlöse: Wärmepreise
• Wärmepreise sind Marktpreise
• Marktpreise liegen aktuell im Bereicht von netto ca. 70 €
Æ Grund: Dies ist die Preishöhe, bei der die Kunden im Vergleich zu den
Preisen der Wettbewerbsenergien (z.B. Öl, Gas) zum Umstieg gewonnen
werden sollen
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)
29 Hannover, 21.Juli 200930
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
450%
Jan 98
Apr 98
Jul 98
Okt 98
Jan 99
Apr 99
Erdgas
Jul 99
1998
Okt 99
Preisbasis:
Jan 00
Apr 00
Jul 00
Okt 00
Jan 01
Apr 01
Jul 01
Okt 01
Jan 02
Apr 02
Jul 02
Heizöl München
Okt 02
Jan 03
Apr 03
Jul 03
Okt 03
Jan 04
Apr 04
Jul 04
Okt 04
Jan 05
Apr 05
Geothermie
Jul 05
Okt 05
Energiepreise vs. Geothermiewärmepreise
Jan 06
Apr 06
Jul 06
Okt 06
Jan 07
Apr 07
Jul 07
Okt 07
Jan 08
Apr 08
Jul 08
Linear (Erdgas)
Okt 08
Jan 09
Apr 09
Quelle: IB NEWS GmbH
Hannover, 21.Juli 2009Projektrentabilität
Ertragsentwicklung "Standard"-Wärmeprojekt
8
3
Mio. EUR
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
-2
Kompensation der
Anlaufverluste
Gewinnschwelle
-7
Das Finanzierungsproblem:
Kapitaldienst > EBITDA ! Jahr
-12
Erlöse EBITDA EBT EBT kumuliert Kapitaldienst
31 Hannover, 21.Juli 2009Verlauf 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
32 Hannover, 21.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!
33 Hannover, 21.Juli 2009Sensitivitätsanalyse
Beispielhafte Parametersensitivität Wärmeprojekt
Fördertemperatur in °C
Schüttung in kg/s
Startwärmepreis netto
(Typ KK)
Projektrentabilität
Investitionssumme
Endausbauanschluss-
dichte
Startanschlussdichte
Der Wärmepreis und das Investitionsvolumen sind meist
projektkritischer, als die Geologie.
(Substituierbarkeit der Geothermie durch Biomasse etc.!) Zinssatz Fremdkapital
Eigenkapitalhöhe
-10%
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
Parameteränderung in %
34 Hannover, 21.Juli 20096. Szenario: EGS-Wärmeprojekt in Niedersachsen
Änderungen wesentlicher Projektparameter (ceteris paribus)
Die Annahmen:
Bohrung TVD 4.800 (5.300 MD) Pth ≈ 10,8 MW
155°C Fördertemperatur,
25 l/s, 50°C Rücklauf
Fördertemperatur °C 155 Dublette:
Exploration: 3.000.000 €
Bohrplatz: 1.000.000 €
Bohrung:* 29.200.000 €
Schüttung l/s 25 Stimulation: 4.000.000 €
SUMME: 37.200.000 €
* 5.300 m MD, 6 1/8“ im
Thermisches Potential in kW 10.789 Endausbau, Bohrkosten
2.5 Mio. € / 1.000 m MD +
10% Reserven
Kosten Dublette 37.200.000
35 Hannover, 21.Juli 2009Projektrentabilität?
Ertragsentwicklung EGS-Wärmeprojekt
6
Die Kluft zwischen dem
Kapitaldienst und EBITDA
wird nie geschlossen!
1
Mio. EUR
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
-4
/
-9
Das Projekt kommt nie in
die schwarzen Zahlen!
Jahr
-14
Erlöse EBITDA EBT EBT kumuliert Kapitaldienst
36 Hannover, 21.Juli 2009Warum? Jahresdauerlinie – „Energieverschwendung“
30.000
Anschlussleistung: 34.264 kW,
Wärmebedarf ab Heizwerk: 17.779 kW,
25.000
Wärmeerzeugung: 69.091 MWh, 3.886 VBh
Spitzen- und Reservelast
20.000 (Öl-)Kessel: 17.779 kWth (100% ),
Wärmeerzeugung:
1.575 MWh (2% ), 89 VBh
Leistung in kW
15.000
Mittellast Biomasse 3.500 kWth (20% ),
Wärmeerzeugung: 6.521 MWh (9% ), 1.863 VBh
10.000
(zu) viel ungenutzte
Grundlast Geothermie 10.781 kWth (61%),
Geothermie!
5.000
Wärmeerzeugung: 60.995 MWh (88%), 5.658 VBh
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
Stunden
Projektjahr 15 Quelle: IB NEWS GmbH
37 Hannover, 21.Juli 2009Beurteilung EGS-Wärmeprojekt
• Investitionen um ca. 24 € Mio. erhöht (Bohrung und Stimulation)
• Das Projekt kommt beim Betrachtungszeitraum vom 30 Jahren nicht in die
schwarzen Zahlen
Projekt ist finanziell „überstrapaziert“
Warum?
Æ Deutlich höhere Erschließungskosten als im „Molasseprojekt“ und
Æ Zuviel ungenutzte Geothermie im Verhältnis zum Absatz
Lösung: Æ Mehr Absatz durch
- Größerer Standort (> 15.000 Einwohner)
- Mehr Großkunden
- Anschluss von Nachbargemeinde(n)
- Kühlbedarf identifizieren und decken
38 Hannover, 21.Juli 2009Jahresdauerlinie - Absatzerhöhung
30.000
Anschlussleistung: 49.865 kW,
Wärmebedarf ab Heizwerk: 25.616 kW,
25.000
Wärmeerzeugung: 99.980 MWh, 3.903 VBh
Spitzen- und Reservelast
(Öl-)Kessel: 25.616 kWth (100% ),
20.000
Wärmeerzeugung:
5.548 MWh (6% ), 217 VBh
Leistung in kW
15.000
Mittellast Biomasse 7.500 kWth (29% ),
Wärmeerzeugung: 23.860 MWh (24% ), 3.181 VBh
10.000
Grundlast Geothermie 10.781 kWth (42%),
5.000
Wärmeerzeugung: 70.572 MWh (71%), 6.546 VBh
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
Stunden
Projektjahr 15 Quelle: IB NEWS GmbH
39 Hannover, 21.Juli 2009Projektrentabilität (nach moderater Absatzerhöhung)
Ertragsentwicklung EGS-Wärmeprojekt
6
1
Mio. EUR
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
-4
Kompensation der
Anlaufverluste
Gewinnschwelle
-9
Jahr
-14
Erlöse EBITDA EBT EBT kumuliert Kapitaldienst
40 Hannover, 21.Juli 2009Beurteilung EGS-Wärmeprojekt nach Absatzerhöhung
• 50% Absatzsteigerung gewährleistet Rentabilität des EGS-Wärmeprojekts
- 65.000 MWh Æ 96.000 MWh
- 35.000 kW Æ 50.000 kW
• Wirtschaftlichkeit vergleichbar bzw. nur geringfügig schlechter als beim
hydrothermalen „Standard“-Wärmeprojekt
- Projektrendite nahezu unverändert
- Gewinnschwelle zwei Jahre später
- Kompensation der Anlaufverluste drei Jahre später
- Gesamtprojektergebnis über 30 Jahre um rd. 6,5 Mio. € niedriger
Mehrkosten der EGS-Dublette werden jetzt durch Mehrabsatz
kompensiert
41 Hannover, 21.Juli 20097. Fazit
• Hydrothermale Wärmeprojekte sind an einer Vielzahl von Standorten in
Deutschland bei Fördertemperaturen > 70°C wirtschaftlich umsetzbar
- Kritische potentielle Kundenmasse 5.000 - 10.000 EW
- Ein hoher Anteil von Großkunden führt schneller in die Gewinnzone
- Ein bestehendes Wärmenetz reduziert die ökonomischen Startrisiken deutlich
• EGS-Wärmeprojekte sind (trotz erhöhter Investitionen) wirtschaftlich
realisierbar an Standorten mit hoher Wärmenachfrage (z.B. > 15.000 EW)!
„Erfolgsgeheimnis“:
Möglichst Vollständige Ausnutzung der „teuren“ geothermischen
Grundlast!
42 Hannover, 21.Juli 20098. Über uns
S&P Geothermie-Team Dr. Thomas Reif
Dipl.-Volkswirt, Rechtsanwalt,
Fachanwalt für Steuerrecht
Birgit Maneth
Harald Asum Rechtsanwältin, LL.M.,
Dipl.-Betriebswirt Fachanwältin für gewerblichen
Rechtsschutz
Irene Lang Dr. Martina Vollmar
Dipl.- Betriebswirtin Rechtsanwältin, Fachanwältin
für Steuerrecht, Steuerberaterin
Ramona Trommer Karin Gohm
Dipl.-Kauffrau, Rechtsanwaltsfachangestellte
Wiss. Assistentin
Gerd Wolter, C.P.A.
Dipl.-Kaufmann, Steuerberater,
Wirtschaftsprüfer
Gerd Wolter, C.P.A.
43 Hannover, 21.Juli 2009Einige Referenzprojekte – www.geothermiekompetenz.de
Inland
• Geothermieprojekt Riem (Wärme) – umgesetzt
• Geothermieprojekt Pullach (Wärme) – umgesetzt (www.iep-pullach.de)
• Geothermieprojekt Mauerstetten/Kaufbeuren (Strom/Wärme) – in der Umsetzung
• Geothermieprojekt Aschheim/Feldkirchen/Kirchheim (Wärme) – in der Umsetzung (www.afk-geothermie.de)
• Geothermieprojekt Sauerlach (Strom/Wärme) – in der Umsetzung
• Geothermieprojekt Dürrnhaar (Strom/Wärme) – in der Umsetzung
• Geothermieprojekt Unterföhring (Wärme) – in der Umsetzung (www.geovol.de)
• Geothermieprojekt Garching (Wärme) – in der Umsetzung (www.ewg-garching.de)
• Geothermieprojekt Oberhaching (Wärme) – in der Planung
• Geothermieprojekt Geretsried (Strom/Wärme) – in der Planung
• 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 ...
Ausland
• Geothermieprojekt Manchester (Wärme) – in der Planung (www.gtenergy.net)
• Geothermieprojekt Dublin (Wärme) – in der Planung (www.gtenergy.net)
• Geothermieprojekt Assal, Djibouti (Stromerzeugung) – in der Planung (REI/Weltbank)
• Geothermienutzung in Estland – Machbarkeitsstudien (Eestimaa Rohelised)
44 Hannover, 21.Juli 2009Dr. rer. pol. Thomas Reif
Dipl.-Volksw., Rechtsanwalt, Fachanwalt für Steuerrecht
www.geothermiekompetenz.de
Sonntag & Partner
Wirtschaftsprüfer Steuerberater Rechtsanwälte
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45 Hannover, 21.Juli 2009Sie können auch lesen
