Wirtschaftlichkeit und Risikoabsicherung geothermischer Strom- und Wärmeprojekte - Geothermiekompetenz
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Wirtschaftlichkeit und Risikoabsicherung
geothermischer Strom- und Wärmeprojekte
TU München
Lehrstuhl für Energiesysteme, Prof. Dr.-Ing. H. Spliethoff
Dr. Thomas Reif
[Gaßner, Groth, Siederer & Coll.]
München, 28. Januar 2010
Die Themen: 1. Geothermie und Energieversorgung 2. Rahmenbedingungen 3. Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsanalyse 4. Wirtschaftlichkeit Beispiel Stromprojekt 5. Wirtschaftlichkeit Beispiel Wärmeprojekt 6. Projektoptimierung Strom / Wärme / Wärmequellen 7. Umgang mit Projektrisiken 8. „Spezial“: Projektfinanzierung 9. Resümee 10.Über uns Dr. Thomas Reif [GGSC] 2 München, 28. Januar 2010
1. Geothermie und Energieversorgung
Wärmeversorgung:
Endenergieverbrauch 2007 (Tiefe) Geothermie
optimal einsetzbar
Stromerzeu-
gung:
(Tiefe)
Geothermie
künftig gut
einsetzbar
Quelle: AG Energiebilanzen e.V., Stand 28.07.2009
Dr. Thomas Reif [GGSC] 3 München, 28. Januar 2010
Und der Anteil der erneuerbaren Energien?
Quelle: BMU, Erneuerbare Energien in Zahlen, Stand Dezember 2008
Dr. Thomas Reif [GGSC] 4 München, 28. Januar 2010
BMU Leitstudie 2009: Endenergiebeitrag Erneuerbare Energien
Quelle: BMU, Leitszenario 2009, Stand August 2009
Dr. Thomas Reif [GGSC] 5 München, 28. Januar 2010
BMU Leitstudie 2009: Endenergieeinsatz für Wärme
Quelle: BMU,
Leitszenario 2009,
Stand August 2009
Dr. Thomas Reif [GGSC] 6 München, 28. Januar 2010
2. Rahmenbedingungen Norddeutsches Becken:
Hohe Temperatur > 150°C in
großer Tiefe von ca. 5.000m
Æ Sehr hohe Bohrkosten
Eher geringe Schüttungen
Æ Gute Eignung für
Wärmeprojekte
Oberrheingraben: Æ Stromerzeugung künftig
Hohe Temperatur > 150°C schon durch EGS-Projekte
in mittlerer Tiefe bei ca. 3.500m
Æ Relativ hohe Bohrkosten
Mittlere Schüttungen
Æ Sehr gute Eignung für
Wärmeprojekte
Æ Gute Eignung zur Stromer- Süddeutsche Molasse:
zeugung hydrothermal, Hohe Temperatur > 150°C in
künftig auch bevorzugt EGS großer Tiefe von ca. 5.000m
Æ Sehr hohe Bohrkosten
Gute Schüttungen
Æ Sehr gute Eignung für
Wärmeprojekte
Æ Gute Eignung zur Stromer-
zeugung hydrothermal
Dr. Thomas Reif [GGSC] 7 München, 28. Januar 2010
Projektlandkarte Deutschland
Waren / Müritz
Neubrandenburg
Neustadt-Glewe
Prenzlau
Hannover Groß-Schönebeck
Kombinierte
Aachen
reine Strom- und
Wärmeprojekte Wärme-
- Straubing Speyer
- Garching projekte
- Erding Landau
- München-Riem Bruchsal
- Pullach Insheim
- Unterschleißheim
- Aschheim/Feldkichen/
Kirchheim Unterhaching
Soultz-sous-Forêts
- Simbach/Braunau Dürrnhaar
- Unterföhring Bad Urach Kirchstockach
- Grünwald Mauerstetten Holzkirchen
Sauerlach
Und jedes Projekt ist wirtschaftlich / finanziell individuell…
Dr. Thomas Reif [GGSC] 8 München, 28. Januar 2010Projektkonzept und Wirtschaftlichkeit
Das Projekt muss regelmäßig der Geologie angepasst werden!
• Was ist das Versorgungsziel (Strom / Wärme)?
• 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?
- Wer steht als möglicher Projekt-Partner zur Verfügung (Finanzierung)?
Das Projektkonzept bestimmt die Projektwirtschaftlichkeit!
Der konkrete Geothermieprojekt-Zuschnitt ist stets Maßarbeit!
Dr. Thomas Reif [GGSC] 9 München, 28. Januar 2010Geothermie ≠ Geothermie
Geothermische Stromerzeugung Geothermische Wärmeversorgung
(primär: „Renditeüberlegung“) (primär: „Infrastrukturüberlegung“)
EEG-Einspeisevergütung vereinbarter Wärmetarif
vom Stromkunden „marktgängiger“
subventionierte Preis im Hinblick
Energie mit festen auf Wettbewerbsenergien
Vergütungssätzen Öl, Gas, Biomasse etc.
grundlastfähig! „subventionsfrei“
Dr. Thomas Reif [GGSC] 10 München, 28. Januar 2010Wertschöpfung ≠ Wertschöpfung
• Potentialnutzung 1 MWh thermisch Fernwärmesystem
Nutzungsgrad 85% Erlös 40 €/MWh* Erlös/Nutzung = 34 €
*ohne Transport und Vertrieb
• Potentialnutzung 1 MWh thermisch ORC bei ca. 150°C
Nutzungsgrad 12,3% Erlös 230 €/MWh Erlös/Nutzung = 29 €
Der Wertschöpfungsvorteil bei der Nutzung zur Wärmeversorgung
vergrößert sich mit steigenden Energiepreisen
• Folgerungen:
- Priorität für die Wärmenutzung bei knapper Ressource
- Ertragsverbesserung im Stromprojekt durch Wärmeverkauf
Dr. Thomas Reif [GGSC] 11 München, 28. Januar 2010Cashflow ≠ Cashflow
typische Entwicklung EBITDA Stromprojekt
(Einspeiseerlöse konstant - Aufwand steigend)
typische Entwicklung EBITDA Wärmeprojekt
(Aufwand steigend - Erlöse stärker steigend)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 12 München, 28. Januar 2010Reservoirerschließungskosten - ein Vergleich
Kosten der Reservoirerschließung / Pth in MW Die Annahmen:
3,00 2,82
Pth ≈ 14,5 MW
170°C Fördertemperatur,
Kosten / MWth in Mio. €
2,50
30 l/s, 55°C Rücklauf
1,96
2,00
Dublette:
1,42 1,32
1,50 Exploration: 3.000.000 €
0,93 Bohrplatz: 1.000.000 €
1,00 0,84 Bohrung:* 31.625.000 €
Stimulation: 4.000.000 €
0,50 Pumptests: 1.200.000 €
SUMME: 40.825.000 €
0,00
P1 Wärme P2 Wärme P3 Wärme P4 Strom P5 Strom EGS Nds. * 5.500 m MD, 6 1/8“ im
fiktiv Endausbau, Bohrkosten
2.5 Mio. € / 1.000 m MD +
Projektbeispiele 15% Reserven
Dr. Thomas Reif [GGSC] 13 München, 28. Januar 2010Investitionen und Finanzbedarf
„Modularer“ Aufbau der Projekte
Exploration Bohrungen (Dublette) Versicherungen
1-3 Mio. € 12-30 Mio. € 0,5-7 Mio. €
Kraftwerk (4-5 MW) Energie-/Heizzentrale Netz (25.000 EW)
10-15 Mio. € 5-10 Mio. € 100 Mio. €
Typische Projektvolumina von 50 - 200 Mio. €
Abhängig davon, ob Strom-, Wärme- oder kombiniertes Strom- und Wärmeprojekt
Dr. Thomas Reif [GGSC] 14 München, 28. Januar 2010Finanzielle Eckdaten
• Gesamtkosten für ein Projekt mit Kraft-Wärme-Kopplung
Æ Ab ca. 50 Mio. € für 4 MWel zzgl. Wärmeabgabe (ohne Wärmenetz)
• Gesamtkosten für ein reines Fernwärmeprojekt:
Æ Ab ca. 40 Mio. € für ca. 5.000 - 10.000 Einwohner
• Vorlaufzeit ab Aufsuchungserlaubnis:
Æ 2 – 4 Jahre
• Bauzeit:
Æ Mindestens 2 - 3 Jahre incl. Bohrung, mit Netzausbau 10 - 15 Jahre
• Betriebsdauer:
Æ 30 - 50 Jahre und länger
Dr. Thomas Reif [GGSC] 15 München, 28. Januar 2010Die Bankenlandschaft
Nach Erfahrungen [GGSC] - nicht repräsentativ - sehr überschaubar:
- KfW: stets involviert
- BayernLB: erfahren, stark engagiert (vor allem in kommunalen
Wärmeprojekten konsortial mit der Kreissparkasse München)
- LBBW: erfahren, stark engagiert (vor allem Oberrheingraben)
- WestLB: Auslandsengagements (Türkei), interessiert
- HVB / UniCredit Group: interessiert - zuletzt Rückzieher
- Commerzbank: interessiert
- Deutsche Bank: kein Interesse
- Auslandsbanken?
aber:
sehr hohe Anforderungen an Sicherheiten / Projektumsetzungsstand
Dr. Thomas Reif [GGSC] 16 München, 28. Januar 2010Staatliche Förderung Grundsatz • Stromprojekte werden über das EEG gefördert (Einspeisevergütung) • Wärmeprojekte werden über das Marktanreizprogramm der KfW gefördert Sonstige Fördermittel (auszugsweise) • Förderung von Tiefengeothermie-Wärmenetzen (LfA Förderbank Bayern) • Diverse Technologieförderprogramme • KfW EE Programm Fündigkeitsrisiko 282 Æ Alternative zur Versicherung Dr. Thomas Reif [GGSC] 17 München, 28. Januar 2010
Projektbeispiele Bayern
• In Betrieb
• Bohrphase
• In Bau
• In Planung
google maps
Dr. Thomas Reif [GGSC] 18 München, 28. Januar 2010Anschluss- Wärme- geotherm. Förder-
Schüttung Tiefe
Standort Zustand EW-Zahl leistung in erzeugung in Leistung temperatur
in l/s in m
MW Gwha in MW °C
Erding Betrieb 34.000 18 28 8.0 65 55 2.200
Unterschleißheim Betrieb 27.000 13 28 13.0 81 90 1.960
München Riem Betrieb 15.000 52 100 9.0 90 80 2.747
Unterhaching Betrieb 22.000 38 67 30.0 120 118 3.446
Pullach Betrieb 9.000 22 45 5,6 102 43 3.443
Aschheim,
Feldkirchen, Betrieb 27.000 110 230 9,5 84 75 2.500
Kirchheim
Unterföhring Betrieb 8.500 50 90 9,5 85 75 2.500
Sauerlach Bohrphase 7.500 unbekannt unbekannt unbekannt 140 100,0 4.000
Dürrnhaar Bohrphase 500 unbekannt unbekannt unbekannt 135 100,0 3.700
Kirchstockach Bohrphase unbekannt unbekannt unbekannt 135 100,0 3.700
Garching Bohrphase 16.000 unbekannt unbekannt unbekannt 71 75 1.678
Poing Bohrphase 13.000 unbekannt unbekannt unbekannt 73 50 2.876
Grünwald,
Bohrbeginn 25.000 unbekannt unbekannt unbekannt unbekannt unbekannt unbekannt
Oberhaching
Summe 204.500 303 588
geplante Anschlussleistung und Wärmeerzeugung
Quelle: GeotIS
Dr. Thomas Reif [GGSC] 19 München, 28. Januar 20103. Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsanalyse
Die Herausforderung:
• Das Gesamtprojekt
ÖKONOMIE verstehen
GEOLOGIE • Die Wechselwirkungen
zwischen den
Disziplinen abbilden
TECHNIK RECHT • Parametervariationen
simulieren
Projektbeurteilung / Maßnahmenvorschläge
Dr. Thomas Reif [GGSC] 20 München, 28. Januar 2010Integrierte Projektsimulation als ganzheitlicher Kreislaufprozess
(Beispiel: Wärmeprojekt)
1. Wärmebedarf / Absatz 2. Energiekonzept
Ingenieur Ingenieur
[GGSC] Finanz-
6. Finanzierung Simulationsmodell
3. Investitionen
Ingenieur
5. Betriebsauf-
4. Tarifgestaltung
wendungen
Dr. Thomas Reif [GGSC] 21 München, 28. Januar 2010Die Veränderung eines Parameters hat Auswirkung auf alle
Teilrechnungen und verändert alle Finanzströme im Projekt
Dr. Thomas Reif [GGSC] 22 München, 28. Januar 2010Die Wirtschaftlichkeitsanalyse / integrierte Projektsimulation
• 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
Dr. Thomas Reif [GGSC] 23 München, 28. Januar 2010Geothermieprojekt Aschheim/Feldkirchen/Kirchheim - "Stellschrauben"
Projektstartjahr 2007 regelbare Felder
Anlageninvestitionsstartjahr 2008 (geht ein in SSD) Eingabefelder
Geothermie Basis
Geothermie-Nennleistung nachrichtlich in kW 6.908 4,19 kJ/kgk 6908 kW ab 2008 (vorher 3224 kW wg. kleiner Pumpe)
Schüttung in kg/s 75 75 75 Langzeitpumpversuch
Fördertemperatur in °C 84 84 84 Langzeitpumpversuch
Temperaturverlust in °C 2 2 2
Rücklauftemperatur in °C 60 60 55
Thermalwasserpumpe Umrüstung nach x Betriebsjahren 0 0 0 wenn große Pumpe von Anfang an, dann 0 setzen; wenn kleine Pumpe ausreicht, dann auf 100 setzen
Wärmepumpe
Einsatz Wärmepumpe j ja/nein
WAHR j wenn Wärmepumpe, dann automatisch mit Biomassekessel
Wärmepumpe nach x Investitionsjahren 3 3 3 im Jahr 2011
Biomassekessel
Einsatz Biomassekessel j ja/nein
WAHR j
Biomassekessel nach x Investitionsjahren 6 6 6 im Jahr 2014
Wärmeabsatzpreise TypKK netto TypKK brutto TypGK netto TypGK brutto
nachrichtlich: Ausgangsmischpreis Wärme 2009 71,89 85,55 71,00 84,49
Grundpreis
pauschaler Grundbeitrag bis 15 kW 375,00 375,00 Preise entsprechen AR-Beschluss vom Sept. 08
für jedes weitere kW bis 100 kW 25,00 25,00 Preise entsprechen AR-Beschluss vom Sept. 08
für jedes weitere kW bis 500 kW 21,00 21,00 Preise entsprechen AR-Beschluss vom Sept. 08
für jedes weitere kW über 500 kW 21,00 21,00 Preise entsprechen AR-Beschluss vom Sept. 08
GP-Niveau 100% 100 100%
Arbeitspreis
bis 500 MWh 58,50 58,50 Preise entsprechen AR-Beschluss vom Sept. 08
über 500 MWh 46,00 46,00 Preise entsprechen AR-Beschluss vom Sept. 09
AP-Niveau 100% 100 100%
Dr. Thomas Reif [GGSC] 24 München, 28. Januar 2010Vorteile der integrierten technisch/ökonomischen Planung
• Die finanziellen Auswirkungen des Faktors „Zeit“ werden erfasst
• BWL / Rentabilität wird für die Entscheider - Politiker – anschaulich
(ich verstehe mein Projekt!)
• Projektstresstest inklusive
• Erkenntnisfortschritt im Projektverlauf lässt sich zeitnah einpflegen
• Die Kommunalaufsicht ist „glücklich“ (die Kommune weiß, was sie tut)
• Die Bank erst recht (Vorbereitung der Kreditprüfung)
• EU-Beihilferechtliche Vorgaben lassen sich prüfen / einhalten
(„market investor test“, risikoangemessene Avalprovisionen…)
Mit den Geldgebern (Banken + Kommunen) kann zusammen das
passende Konzept für das Projekt entwickelt werden
Dr. Thomas Reif [GGSC] 25 München, 28. Januar 20104. Wirtschaftlichkeit Beispiel Stromprojekt Dr. Thomas Reif [GGSC] 26 München, 28. Januar 2010
Projektparameter: Beispielprojekt mit 5,5 MW Nennleistung
Projektzeitplan
Startjahr 2010
Bohrung 2011
KW-Inbetriebnahme 2013
Geologie
Schüttung in l/s 120
Fördertemperatur in °C 150
Förderhöhe in m/GOK 700
Kraftwerk
Kreisprozess ORC
Temperatur nach KW-Prozess in °C 60
Wirkungsgrad Kraftwerk 12,30%
Stromerzeugung Nennleistung in kW 5.446
Dr. Thomas Reif [GGSC] 27 München, 28. Januar 2010Investitionen
2010 2011 2012
Grundstück 500.000 0 0
Exploration 2.000.000 0 0
3D-Seismik 1.200.000 0 0
Bohrplatz 1 1.000.000 0 0
Bohrplatz 2 1.000.000 0 0
Die wesentlichen
Bohrung 1 0 15.000.000 0
Investitionen
fallen an für:
Bohrung 2 0 15.000.000 0
Pumptests 0 1.200.000 0 • Exploration
Fündigkeitsversicherung 6.500.000 0 0 • Bohrungen
Kraftwerk komplett 0 4.300.000 8.300.000
• Kraftwerk
Pumpen inkl. Reserve 0 0 2.150.000
Netzanschluss / Infrastruktur 0 300.000 0
Thermalwassertrasse 0 2.500.000 0
Wärmeübergabe 0 0 300.000
Bauzinsen 1.400 281.400 971.950
SUMME 12.201.400 38.581.400 11.721.950 62.504.750
SUMME je MW installierte Kraftwerksleistung 11.476.258
Dr. Thomas Reif [GGSC] 28 München, 28. Januar 2010Aufteilung der Investitionen
(ohne Reinvestitionen)
Grundstück
Thermalwasser- 1% 3D-Seismik
Bohrplatz 1
trasse Bauzinsen 2%
Exploration 2%
Pumpen inkl. 4% 2% 3%
Bohrplatz 2
Reserve
2%
3%
Kraftwerk
komplett
20%
Bohrung 1
25%
Fündigkeits- Bohrung 2
Pumptests 24%
versicherung
2%
7%
Dr. Thomas Reif [GGSC] 29 München, 28. Januar 2010Investitionen im Detail – Exploration
• Machbarkeit / Seismik / Reprocessing 200.000 €
• Bohrconsulting 600.000 €
• BWL/Finanzierung etc. 200.000 €
• Haftpflicht- und Bauleistungsversicherung 1.000.000 €
• zzgl. 3D-Seismik 1.200.000 €
= Σ Kosten Exploration 3.200.000 €
zzgl. sonstige Projektentwicklung ??? €
Projektentwicklungsbudget bis Bohrreife ca. 2 - 2,5 Mio. €
(ohne Versicherungen)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 30 München, 28. Januar 2010Investitionen im Detail – Bohrung
• Bohrstrecke pro Bohrung 5.200 m MD
• Kosten je m MD 2.500 €
• Reserve (ohne Bauleistungsversicherung besser 20-25%) 15%
= Σ Bohrkosten pro Bohrung 14.950.000 €
Î Kosten der Dublette rund 30.000.000 €
Die Angaben hier beruhen nicht auf einer detaillierten Bohrplanung.
Sie stellen Schätz- bzw. Anhaltewerte aus gebohrten Projekten für
Teufenlagen > 4.000 m TVD dar.
Dr. Thomas Reif [GGSC] 31 München, 28. Januar 2010Finanzierungsanforderungen / -kosten
• Eigenkapitalgeber
Æ Risikoangemessene EK-Verzinsung > 10 %, meist 12 - 15%
• (Mezzaninekapitalgeber)
Æ Basisverzinsung zzgl. Erfolgskomponente
• Fremdkapitalgeber
Æ gesicherte Kapitaldienstfähigkeit (Cashflows!)
Æ Risikoangemessene FK-Zinsen > 5%, meist 6 - 7%
Æ Sicherheiten, Covenants
Gesamtkapitalkosten (WACC) > 7%, meist 8 - 9%
Wie „schlägt“ sich ein Stromprojekt, gemessen an diesen Kriterien?
Wie viel Eigenkapital ist nötig?
Dr. Thomas Reif [GGSC] 32 München, 28. Januar 2010Finanzierung Projektbeispiel
• Explorationsphase (2010 - 2012)
- 70 % Eigenkapital (mindestens Exploration, Nebenkosten und Bohrung)
• Hier ca. 43 Mio. €
- 30 % Fremdkapital
• Zinssatz 7%
• keine Tilgung während der Explorationsphase
Fremdfinanzierung des Kraftwerks etc. hersteller- / gewährleistungsabhängig
• Betriebsphase (2013 ff.)
- Mit Aufnahme des Betriebs können die Eigenmittel reduziert werden
• Hier auf zunächst ca. 30% der Investitionen
• Weitere Rückführung sowie die Covenants sind Verhandlungssache
- Fremdkapital
• Zinssatz 6,50%
• Darlehenstilgung innerhalb von 20 Jahren
Dr. Thomas Reif [GGSC] 33 München, 28. Januar 2010Eigen- und Fremdkapitalanteile
Projektfinanzierung (Jahre 2010 - 2019)
70.000.000
Umstellung von der
Explorations- auf die
60.000.000
Betriebsfinanzierung
50.000.000
42.875.000 Darlehen
40.000.000
30.000.000
Einlagen
20.000.000
10.000.000
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Jahr
(ohne Kontokorrentkredit und thesaurierte Gewinne)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 34 München, 28. Januar 2010Umsatzerlöse
• Stromverkauf Æ EEG
- Leistung ca. 5,5 MW
- Verfügbarkeit ca. 8.200 Stunden p.a.
- Eingespeiste Strommenge ca. 45 GWh p.a.
- Einspeisevergütung inkl. „Frühstarter-“ und „Wärmebonus“ ca. 220 €/MWh
- Einspeiseerlöse ca. 9,9 Mio. € p.a.
Achtung:
- Wärmebonus muss „erarbeitet“ werden
- Faustformel: Gemeinde mit mehr als 5.000 EW nötig oder Großkunden
• Wärmeverkauf an eine Gemeinde ist hier noch nicht eingeplant
Dr. Thomas Reif [GGSC] 35 München, 28. Januar 2010Umsatzerlöse: EEG Einspeiseerlöse als Basis
Inbetriebn. Beispiel-
EEG 2004 EEG 2009
2013 projekt
Grundvergütung ct/kWh
bis 5 MW el 15,00 16,00 15,37
bis 10 MW el 14,00 16,00 15,37 15,37
bis 20 MW el 8,95 10,50 10,09
ab 20 MW el 7,16 10,50 10,09
Frühstarterbonus ct/kWh
Inbetriebnahme bis 31.12.2015 - 4,00 3,84 3,84
Wärmenutzungsbonus ct/kWh
Anlagen bis 10 MW el - 3,00 2,88 2,88
Technologiebonus ct/kWh
Petrothermale Technik - 4,00 4,00
SUMME 22,09
1% p.a. Degression der Vergütungssätze bei Inbetriebnahme ab 1.1.2010
Dr. Thomas Reif [GGSC] 36 München, 28. Januar 2010Voraussetzungen Wärmebonus (lt. Arbeitshilfe)
„mindestens ein Fünftel der verfügbaren Wärmeleistung ausgekoppelt …“
• Besonderheiten bei Geothermiekraftwerken in Deutschland
- Schmales Temperaturband, niedrige Eingangstemperatur und niedrige
Temperatur nach Turbine
- ORC- / Kalina-Kraftwerke haben regelmäßig nur 1 Druckstufe
- Entnahmekondensation etc. technisch / ökonomisch (noch) nicht möglich /
sinnvoll
• Folgerungen für den „Geothermie-Kopplungsbegriff“
- Kein Auskoppeln im streng technischen Sinn erforderlich
- Parallele oder serielle oder gekoppelte Lösungen zulässig
- auskoppeln = nutzen (auch der Restwärme)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 37 München, 28. Januar 2010Ermittlung der verfügbaren Wärmeleistung
Thermalwassertemperatur nach Stromprozess (mindestens aber 75°C) 75
typisierte Temperatur nach Wärmeprozess (fix) 55
nutzbare Temperaturdifferenz 20
Volumenstrom in l/s (maximal 75 l/s) 75
typisierte Dichte (fix) 1,00
typisierte Wärmekapazität Wasser in kJ/(Kg*K) (fix) 4,10
Genutztes thermisches Potential in kW 6.150
davon 20% Soll-Wärmeleistung zur Erlangung Wärmebonus in kW 1.230
Diese Kriterien stammen aus der mit dem BMU abgestimmten Arbeitshilfe,
haben ihren „Gerichtstest“ aber noch nicht bestanden!
Dr. Thomas Reif [GGSC] 38 München, 28. Januar 2010Aufwendungen
Die Strombezugsmenge
bleibt konstant, der Preis
Zusammensetzung der Projektaufwendungen steigt um 3,5% p.a.
9.000.000
Strombezug
8.000.000
7.000.000
Instandhaltung/
6.000.000 Wartung
5.000.000
Betriebsführung /
Euro
4.000.000 Versich. / Sonstiges
3.000.000
1% Aufschlag
Abschreibungen
nach Ablauf
2.000.000 der 10jähr.
Zinsbindung
1.000.000 Zinsaufwand
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
Jahre
Dr. Thomas Reif [GGSC] 39 München, 28. Januar 2010Stromgestehungskosten Ende der Abschreibungen für
Bohrungen und Kraftwerk
Stromgestehungskosten
230,0
220,0 Strombezug
210,0
200,0
190,0
Personal /
180,0
170,0 Verwaltung
EEG-Vergütung: 160,0
220 € / MWh 150,0 Versicherungen
140,0
130,0
€ / MWh
120,0 Instandhaltung /
110,0
Wartung
100,0
90,0
Abschreibungen
3 Jahre Bauphase 80,0
70,0
(2010 - 2012) 60,0
50,0 Zinsaufwand
40,0
30,0
20,0 sonstiger betr.
10,0
Aufwand
0,0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
• Abschreibung von Bohrung und Kraftwerk innerhalb von 20 Jahren
• Inkl. Inflation (z.B. 3,5% Steigerung p.a. für Preise des Eigenenergiebedarfs)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 40 München, 28. Januar 2010Projektrentabilität
Ertragsentwicklung Stromprojekt „Marktpreisknick“
12 nach EEG-Ende
10
8
Mio. EUR
6
Schuldendienstdeckung
4
Gewinnschwelle 2
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
-2
Jahr
Erlöse EBITDA EBT Kapitaldienst
Dr. Thomas Reif [GGSC] 41 München, 28. Januar 2010Erläuterung
• Gewinnschwelle
- Zeigt das erste positive Projektergebnis vor Steuern
- Erreichung mit dem Jahr der Kraftwerks-Inbetriebnahme
• Erlöse
- Konstant gemäß EEG-Vergütung
- Wärmebonus fiktiv von Beginn an zu 100% ausgeschöpft
- Nach 20 Jahren Vergütungszeit entsprechend dem „fiktiven“ Marktpreis, hier
bestehen naturgemäß hohe Prognoseunsicherheiten
• EBITDA (Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit)
- Leicht sinkend wegen konstanter Erlöse, aber steigender
Betriebsaufwendungen (Material, Instandhaltung etc.)
- Nach EEG-Ende jährlich etwas steigend wegen marktbedingter
Strompreissteigerungen
Dr. Thomas Reif [GGSC] 42 München, 28. Januar 2010• EBT (Vorsteuergewinn)
- Jährlich steigend, da die vereinnahmten Erlöse über den gesamten
Aufwendungen liegen und v.a. die Zinsaufwendungen sinken (Ausnahme: 1%
Zinserhöhung nach Auslauf Zinsbindung)
• Kapitaldienst
- Bis Ablauf der festgelegten Darlehenslaufzeit von 20 Jahren konstante Zins-
und Tilgungszahlungen
Gesamtkapitalrenditen bei Stromprojekten liegen bei ca. 6 – 12%
abhängig von
- Standort und Bohrtiefe, also von Temperatur und der Schüttung
- den tatsächlichen Bohrkosten
- der möglichen Wärmeabgabe am Standort
Das Kraftwerk ist auch nach Ende der EEG-Vergütung rentabel
Dr. Thomas Reif [GGSC] 43 München, 28. Januar 2010Renditekennzahlen
EEG und sonstige Erlöskomponenten
- Frühstarterbonus - Frühstarterbonus - Frühstarterbonus
Renditekennzahl
- Wärmebonus - Wärmebonus
(Betrachzungszeitraum nur 21jährige EEG-Phase) - ohne Fündig.vers.
Interne Verzinsung des Free Cashflow vor GewSt * 6,25% 8,68% 10,35%
Interne Verzinsung des Free Cashflow nach GewSt * 6,00% 8,22% 9,75%
Interne Verzinsung der Einlagen vor GewSt ** 9,66% 14,02% 17,06%
Interne Verzinsung der Einlagen nach GewSt ** 9,20% 13,28% 16,12%
* "Projektrendite"
** "Eigenkapitalrendite"
Mit ca. 8,7% gute Projektrentabilität vor Steuern
Aber: der EEG-“Wärmebonus“ hat erhebliche Bedeutung!
Optimierung durch Doppeldublette und/oder KWK möglich
Dr. Thomas Reif [GGSC] 44 München, 28. Januar 2010Projektamortisation
Projektamortisation auf Basis Free Cashflow
100
80
EEG-Vergütungsphase
60
40
(2013 – 2033)
20
Mio. €
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
-20
-40
-60
-80
Jahr
FCF kumuliert Barwert FCF kumuliert (7%)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 45 München, 28. Januar 2010„Daumenformeln“
Gestehungskosten - Eigenkapitalbeschaffung - Finanzierbarkeit
Investment / MWel Projektrendite Finanzierbarkeit
< 10 Mio. € > 10 % sehr gut
10 - 11 Mio. € 9 - 10 % gut
11 - 12 Mio. € 8-9% durchschnittlich
12 - 13 Mio. € 7-8% mäßig
> 13 Mio. €Sensitivitätsanalyse 14% Temperatursteigerung
(140°C Æ 160°C)
Æ >85% Rentabilitätssteigerung
Abhändigkeit der Rendite von der Geologie (5,93% Æ 11,20%)
Æ und umgekehrt!
14,00%
12,00%
"Projektrendite" vor Steuern
160 °C
10,00% 8,68%
8,00%
150 °C
6,00%
4,00%
2,00% 140 °C
0,00%
100 110 120 130 140
Schüttung in l/s
Abzusichern über
Fündigkeits-
versicherung
(Renditeerwartung!)
Versicherungskonzept = „Maßanzug“ für Projekt / Geldgeber
Dr. Thomas Reif [GGSC] 47 München, 28. Januar 201010% Investitionssteigerung
Æ ca. 13% Rentabilitätsverlust
Abhängigkeit der Rendite von den Investitionen (8,68% Æ 7,52%)
(Fördertemperatur 150°C, Schüttung 120 l/s) Æ und umgekehrt!
16,00%
14,00%
"Projektrendite" vor Steuern
160 °C
12,00%
10,00% 8,68%
8,00% 150 °C
6,00%
4,00%
2,00%
140 °C
0,00%
80 90 100 110 120 130 140
Kritischer Bereich
Investitionsvolumen in % der Planung
(abhängig von der
Renditeerwartung)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 48 München, 28. Januar 2010Projekt mit / ohne WB
Æ ca. 30% Rentabilitätsverlust
(8,68% Æ 6,25%)
Abhängigkeit der Rendite von den Erlöskomponenten Projekt mit / ohne FB, WB
(Fördertemperatur 150°C) Æ ca. 70% Rentabilitätsverlust
12,00% (8,68% Æ 2,47%)
FB +
"Projektrendite" vor Steuern
10,00% WB
8,68%
8,00%
FB, • FB:
6,00% ohne Frühstarter-
WB bonus
4,00%
ohne • WB:
2,00% FB, Wärme-
WB bonus
0,00%
100 110 120 130 140
Schüttung in l/s
Viele Stromprojekte werden ohne Wärmebonus nicht auskommen!
Dr. Thomas Reif [GGSC] 49 München, 28. Januar 20105. Wirtschaftlichkeit Beispiel Wärmeprojekt Dr. Thomas Reif [GGSC] 50 München, 28. Januar 2010
Projektparameter: Beispielprojekt Kleinstadt mit 25.000 EW
Geothermie
Fördertemperatur in °C 90
Rücklauftemperatur in °C 55
Schüttung in kg/s 100
geplantes thermisches Potential in kW 13.816
Mittellastabdeckung
Einsatz Biomasse nach 4 Jahren
Einsatz Wärmepumpe nach 7 Jahren
Absatz
Anschlussleistung in kW (inkl. Absatzrückgang) ca. 100.000
Wärmeabsatz in MWh (inkl. Absatzrückgang) ca. 170.000
Anzahl angeschlossener Objekte (im Endausbau) 4.300
Dr. Thomas Reif [GGSC] 51 München, 28. Januar 2010Absatzplanung
Energiesparverhalten der
Wärmeabnehmer
Geplante Wärmeanschlussleistung / -absatzmenge berücksichtigt (-0,7% p.a.)
200.000
KK Leistung in kW
180.000
160.000 KK Arbeit in MWh
140.000
120.000 GK Leistung in kW • KK: Klein-/
kW / MWh
Privatkunden
100.000
GK Arbeit in MWh
80.000 • GK: Groß-
60.000 kunden,
Summe Leistung in
kW
Gewerbliche
40.000
20.000 Summe Arbeit in
MWh
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
Dr. Thomas Reif [GGSC] 52 München, 28. Januar 2010Energiekonzept: Wärmebereitstellung im Endausbaustadium
Jahresdauerlinie
80.000 Anschlussleistung: 106.368 kW,
Wärmebedarf ab Heizwerk: 57.836 kW,
Wärmeerzeugung: 223.714 MWh, 3.868 VBh
70.000
Spitzen- und Reservelast
60.000
(Öl-)Kessel: 57.836 kWth (100% ),
Wärmeerzeugung:
50.000
9.518 MWh (4% ), 165 VBh
Leistung in kW
Mittellast Biomasse 10.000 kWth (17% ),
Wärmeerzeugung: 17.200 MWh (8% ), 1.720 VBh
40.000
Wärmepumpe 24.597 kWth (43% ),
30.000
Wärmeerzeugung: 92.059 MWh (41% ), 3.743 VBh
20.000
10.000 Grundlast Geothermie 13.816 kWth (24% ),
Wärmeerzeugung: 104.936 MWh (47% ), 7.595 VBh
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
Projektjahr 23 Stunden Quelle: IB NEWS GmbH
Dr. Thomas Reif [GGSC] 53 München, 28. Januar 2010Investitionen
über 30 Jahre
Grundstück 750.000
• Ca. 50 - 75% der Investitionen
Bohrung (incl. Bohrplatz) 18.760.000
fallen in den ersten 1 - 3
Thermalwasserpumpen 870.000 Jahren an
Bau / Außenanlagen 2.040.000 (Bohrung + technische
Technik Energiezentrale 2.350.000 Anlagen + Basisnetz)
Technik Spitzen/Heizz. 1.600.000
• Der Rest fällt in den Jahren
Technik Biomasse 4.060.000
4 - 15 an (Netzausbau)
Technik Wärmepumpe 8.110.000
Verteilnetz 58.130.000
Hausanschlüsse 23.210.000 Bei einer Netzlänge
von rd. 100 km
WÜ-Stationen 19.300.000
Planung Netz 9.500.000
Sonstiges / "Reserve" 8.570.000
SUMME 157.250.000
Dr. Thomas Reif [GGSC] 54 München, 28. Januar 2010Verlauf Investitionen in den ersten 10 Jahren (rd. 130 Mio. €)
40.000.000
• Bohrung
35.000.000
• Bauanlagen
• Energiezentrale
30.000.000
• Spitzenlast
25.000.000
20.000.000
Verteilnetz
• Grundstück
15.000.000
• Bohrplatz
• Planung
10.000.000
5.000.000 • Wärmepumpe
• Biomasse
(Mittellast) (Mittellast)
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Dr. Thomas Reif [GGSC] 55 München, 28. Januar 2010Aufteilung Investitionen Wärmeprojekt
(ohne Reinvestitionen)
Sonstige Technik-
Thermalwasser-
Bohrung investitionen Technik Biomasse
pumpen
Sonstiges / 12% 3% 3%
1%
"Reserve"
5%
Technik
Wärmepumpe
Planung Netz
5%
6%
WÜ-Stationen
12%
Hausanschlüsse Verteilnetz
15% 38%
Dr. Thomas Reif [GGSC] 56 München, 28. Januar 2010Finanzierung
Keine Finanzierung ohne integrierten Businessplan (Risikotransparenz)
• Projektinitiator Æ Eigenkapital
Æ Gemeinde / Privatinvestoren (ggf. zusammen mit Gemeinde als PPP)
Æ Eigenkapitalhöhe (Projektentwicklung, Bohrung und negativer Cashflow)
• Banken Æ Fremdkapital
0 Wärmeprojekte sind derzeit nicht zu finanzieren ohne Haftungsübernahme!
0 Restriktionen des EU-Beihilferechts werden gerne verdrängt!
• Kunden (Baukostenzuschüsse, Hausanschlusskostenbeiträge)
• Fördermittel (Land, Bund, EU, Infrastruktur und Innovationsförderung)
Planungsprozess:
Der Detaillierungsgrad der Finanzplanung nimmt mit dem Projektfortschritt zu
Dr. Thomas Reif [GGSC] 57 München, 28. Januar 2010Eigen- und Fremdkapitalanteile sowie Stand Kundenzuschüsse
Projektfinanzierung (Jahre 2010 - 2019)
120.000.000
100.000.000
Darlehen
80.000.000
Einlagen
60.000.000
40.000.000 Kunden
(BKZ/HAK)
20.000.000
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Jahr
(ohne Kontokorrentkredit und thesaurierte Gewinne)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 58 München, 28. Januar 2010„Absatzrealisierung“ / Kundengewinnung
• Entscheidender Fokus: Netzausbau / Kundengewinnung
- kein EEG Æ keine Abnahmegarantie
- voller Wettbewerb mit anderen Wärmeversorgern
• Faire Tarifgestaltung
- Wettbewerbsfähiger Geothermie-Wärmepreis
Anreiz zum
(mindestens 10% unter Gas / Öl)
Umsteigen
- Faire Preisgleitklauseln (geringe Bindung an Energiepreise)
• Transparente und rechtssichere Wärmeliefervertragsgestaltung
• EU-Beihilferechtskonforme Incentives
- Frühbucherrabatte / Optionstarife / Anschlussförderung
• Professionelle Kundenbetreuung
Dr. Thomas Reif [GGSC] 59 München, 28. Januar 2010Erlöse: Wärmepreise
• Wettbewerb zu Öl, Gas, Hackschnitzel etc.
=> Anreiz zum Umsteigen, anlegbarer Geothermiepreis brutto ca. 80 - 90 €
=> Wettbewerbsfähiger Geothermie-Wärmepreis ist bei Thermalwasser-
temperaturen > 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. 15% Öl, 25% Strom, 25% Biomasse, 25% Invest., 10% Löhne)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 60 München, 28. Januar 2010Preisvergleich Geothermie / Gas / Heizöl
Jahreskosten bei 25 MWh Verbrauch (inkl. MwSt) Stand Spt. 2009
3.500
3.250
Arbeitspreis
3.000
2.750
2.500
2.250 Grundpreis
2.000
Euro
1.750
1.500
1.250 Kapitalkosten
1.000
750
500
250 Nebenkosten
0
Geotherm ie Gas Heizöl
Vergleichsergebnis stets abhängig von Technik und Nutzungsverhalten!
Dr. Thomas Reif [GGSC] 61 München, 28. Januar 201050%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
450%
Jan 98
Apr 98
Jul 98
Okt 98
Jan 99
Dr. Thomas Reif [GGSC]
Apr 99
Jul 99
Okt 99
1998
Jan 00
Preisbasis:
Apr 00
Jul 00
Erdgas
Okt 00
Jan 01
Apr 01
Jul 01
Okt 01
Und wie geht es weiter?
Jan 02
Apr 02
Jul 02
Okt 02
Jan 03
Apr 03
Jul 03
Okt 03
62
Jan 04
Apr 04
Jul 04
Okt 04
leichtes Heizöl Jan 05
Apr 05
Jul 05
Okt 05
Jan 06
Apr 06
Preisentwicklung Geothermie / Gas / Heizöl
Jul 06
Okt 06
Jan 07
Apr 07
Jul 07
Okt 07
Jan 08
Apr 08
Jul 08
Okt 08
Geothermie
Jan 09
Apr 09
Jul 09
Okt 09
Jan 10
Quelle: IB NEWS GmbH
München, 28. Januar 2010Erfolgskriterien bei der Kundengewinnung / -betreuung
• Akquiseerfahrung im Bereich der Nahwärme
• Hinreichende und ausgebildete Akquisekapazitäten
(z.B. erfahrene Dienstleister)
• Technische Kenntnisse bei Kundenberatung vor Ort
(z.B. über die Möglichkeiten der Senkung der Rücklauftemperatur)
• Einbindung, Schulung und Zertifizierung von vor Ort tätigen
Heizungsbaufirmen
• Professionelles Kundenmanagement mit Hilfe einer speziell für Fernwärme
entwickelten Datenbank => Inkasso / Forderungsmanagement
• Professionelle Öffentlichkeitsarbeit / Marketing
=> Kommunikationsmanagement (Informationsveranstaltungen, Flyer, Homepage …)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 63 München, 28. Januar 2010Das Ergebnis: gute „Anschlussquoten“ (Beispiel AFK)
Anschluss Verhandlung / Prüfung Kein Interesse
Quelle: AFK Geothermie GmbH
Anschlussquoten von über 50% im Erstjahr je Bauabschnitt sind möglich
Dr. Thomas Reif [GGSC] 64 München, 28. Januar 2010Betriebsaufwendungen
Entwicklung und Zusammensetzung der Betriebsaufwendungen
30.000.000
Materialaufwand
25.000.000
Instandhaltung /
20.000.000
Wartung
Personal / Versich.
Euro
15.000.000
/ Sonstiges
10.000.000 Abschreibungen
5.000.000
Zinsaufwand
0
10
14
16
18
12
20
22
24
28
30
32
34
26
36
38
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Jahre
Dr. Thomas Reif [GGSC] 65 München, 28. Januar 2010Materialaufwendungen
Zusammensetzung und Verlauf des Materialaufwands
6.000.000
5.000.000
Teilsubstitution Öl
4.000.000 durch Biomasse
Euro
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
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
2039
Jahr
Ölbezug Strombezug Biomassebezug
Dr. Thomas Reif [GGSC] 66 München, 28. Januar 2010Wärmegestehungskosten
140
130
Material-
aufwand
120
Personal /
110
Verwaltung
100
90
Werbekosten
80
€ / MWh
Wartung /
70
Instandhaltung
60
Abschreibung
50
40
Zinsaufwand
30
20
sonstiger betr.
10
Aufwand
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
Dr. Thomas Reif [GGSC] 67 München, 28. Januar 2010Projektrentabilität
Ertragsentwicklung Geothermie-Wärmeprojekt
25
20
Kompensation der
Anlaufverluste
Das Finanzierungsproblem:
15 Kapitaldienst > EBITDA !
10
Mio. EUR
5
0
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
2039
-5
Gewinnschwelle
Projektjahr
-10
Erlöse EBITDA EBT EBT kumuliert Kapitaldienst
Dr. Thomas Reif [GGSC] 68 München, 28. Januar 2010Verlauf der Erfolgsgrößen - Erläuterung
• Gewinnschwelle
- Erreichung i.d.R. nach Abschluss der Hauptinvestitionsphase (Jahr 6 - 15)
(bei vielen Großkunden und hoher Siedlungsdichte tendenziell früher)
• 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
Dr. Thomas Reif [GGSC] 69 München, 28. Januar 2010• 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 wurden hier nicht berücksichtigt!
(unsicher zu kalkulieren)
Jedes Projekt ist individuell gestaltbar / optimierbar!
- Anschluss von Nachbargemeinde(n)
- Kühlbedarf identifizieren und decken
Dr. Thomas Reif [GGSC] 70 München, 28. Januar 2010Projektamortisation
Projektamortisation auf Basis Free Cashflow
90
40
Mio. €
-10
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
2039
-60
-110
Jahr
FCF kumuliert Barwert FCF kumuliert (5%)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 71 München, 28. Januar 2010Sensitivitätsanalyse
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. Zinssatz Fremdkapital
(Substituierbarkeit der Geothermie durch Biomasse etc.!)
Eigenkapitalhöhe
-10%
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
Parameteränderung in %
Dr. Thomas Reif [GGSC] 72 München, 28. Januar 20106. Projektoptimierung Strom / Wärme / Wärmequellen
Wirtschaftliche Aspekte Stromprojekt Wärmeprojekt
Gewinnschwelle schnell, ab KW-Betrieb längere "Durststrecke"
in der Bauphase in der Bauphase und
Hauptinvestitionen
(1 - 4 Jahre) Betriebsphase (Netz!)
schwerer kalkulierbar, da von zukünft.
Finanzierung gut kalkulierbar
Netzausbau abhängig
Wettbewerb / umkämpfter
Absatz / Vertrieb Abnahme- und Vergütungsgarantie
Kundenmarkt
konstant, genau kalkulierbar durch Preis ist marktabhängig,
Erlöse
feste Vergütungssätze Erlössteigerung gemäß Ausbau
stark steigend mit
Materialaufwand steigend (Preissteigerung)
zunehmendem Netzausbau
Fündigkeit und
Risikofokus Fündigkeit
Absatz / Vertrieb
Kombination Strom und Wärme als Lösung?
Dr. Thomas Reif [GGSC] 73 München, 28. Januar 2010Optimierungsüberlegungen
• 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
• Absatzsteigerung durch Kühlbedarf
Dr. Thomas Reif [GGSC] 74 München, 28. Januar 2010Projektoptimierung („KWK“ und Wärmepumpe)
Projekt: Hohe Temperatur Mittlere Temperatur Niedrige Temperatur
>120°C < 120°C < 90°C
Strom
150 °C
140 °C
130 °C Strom
120 °C
110 °C
100 °C Wärme Wärme "Strom" Wärme
90 °C
80 °C
Engpass- "ENGPASS"
70 °C bereich
60 °C
50 °C
40 °C
30 °C "Abfall" "Abfall" "Abfall"
20 °C
10 °C
Am Standort zur Verfügung stehender Temperaturbereich Wärmepumpe
Regelmäßig zur Stromproduktion genutzter Temperaturbereich (Rücklaufkühlung)
Zu "kalt" für Strom
Regelmäßig zur Wärmeversorgung erforderlicher Temperaturbereich
Regelmäßig ungenutzter Temperaturbereich
Kombination von Stromerzeugung und Wärmeversorgung (parallel od.
seriell) und / oder Optimierung der Wärmeproduktion (Wärmepumpe)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 75 München, 28. Januar 2010Projektoptimierung - 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
Dr. Thomas Reif [GGSC] 76 München, 28. Januar 2010• 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
Dr. Thomas Reif [GGSC] 77 München, 28. Januar 2010Beispiel: Optimierung der Wärmeproduktion (hybrides Projekt)
Spitzen- / 80000
Reservelast (Öl)
Æ 21,0 MW Anschlussleistung: 130.907 kW,
70000 Wärmebedarf ab Heizwerk: 70.111 kW,
Wärmeerzeugung: 264.694 MWh, 3.775 VBh
Biomasse 60000
Mittellast
Spitzen- und Reservelast
Æ 22,0 MW (Öl-)Kessel: 70.111 kWth (100%),
50000
Leistung in kW
Wärmeerzeugung:
23.438 MWh (9%), 334 VBh
Mittellast Biomasse 22.000
Wärmepumpe 40000 kWth (31%),
Biomasse-Anteil Wärmeerzeugung: 65.891 MWh
Æ 11,8 MW (25%), 2.995 VBh
30000
Wärmepumpe 20.662 kWth (29%),
Wärmeerzeugung: 122.698 MWh (46%),
Wärmepumpe 20000 5.938 VBh
Geoth.-Anteil
Æ 8,8 MW 10000 Grundlast Geothermie 6.448 kWth (9%),
Wärmeerzeugung: 52.667 MWh (20%), 8.168 VBh
Geothermie 0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
Æ 6,4 MW
Stunden
Dr. Thomas Reif [GGSC] 78 München, 28. Januar 20107. Umgang mit Projektrisiken
Investition Risiko
Projektfortschritt
Ein Großteil der Investitionen (Stromprojekt) fällt in die Hochrisikophase
Dr. Thomas Reif [GGSC] 79 München, 28. Januar 2010Kritische (Erfolgs-)Parameter
• 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 Ä
• Netz-Ausbaugeschwindigkeit
• (Start-) Wärmepreis R
M
• Preisentwicklung Öl/Gas/Biomasse/Strom WETTBEWERB
E
i.V.m. der gewählten Preisgleitklausel
Dr. Thomas Reif [GGSC] 80 München, 28. Januar 2010Und die Risikostrategie?
Risiko- Risiko- Risiko- Risiko-
VERMEIDUNG VERMINDERUNG ÜBERWÄLZUNG AKZEPTANZ
Dr. Thomas Reif [GGSC] 81 München, 28. Januar 2010Risiken und Absicherungsmöglichkeiten
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!
Dr. Thomas Reif [GGSC] 82 München, 28. Januar 2010Versicherungsschutz für Tiefen-Geothermieprojekte
• Betriebshaftpflichtversicherung
- Incl. bergrechtliche Ansprüche
• Bauleistungsversicherung / Erstellungsrisiko
- Schadenbedingte Kosten für Lost in hole des Equipments, Fangarbeiten,
Umfahrungen etc.
- Schadenbedingte Aufgabe des Bohrlochs
• Fündigkeitsversicherung
- Absicherung der thermischen Leistung / des Energiepotentials
nötig: Abstimmung Versicherungsschutz / KfW-Programme
hilfreich: Unterstützung durch erfahrene Makler
(z.B. Dr. Schmidt & Erdsiek Gruppe, Marsh, Willis)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 83 München, 28. Januar 2010Fündigkeitsrisiko - Definition
Das Fündigkeitsrisiko bei geothermischen Bohrungen ist das Risiko, ein
geothermisches Reservoir mit einer oder mehreren Bohrungen in nicht
ausreichender Quantität (oder Qualität) zu erschließen.
Quelle: UNEP-SUSTAINABLE ENERGY FINANCE INITIATIVE (SEFI) (2004):
Financial Risk Management Instruments for Renewable Energy Projects. -47 p.,
Nairobi (United Nations Publication).
Dr. Thomas Reif [GGSC] 84 München, 28. Januar 2010Konzept / Voraussetzungen einer Fündigkeitsversicherung
Temperatur Voraussetzungen einer
< x°C Versicherung, bzw.
Entschädigungsleistung:
und
DAS - Erfolgreiche Fertigstellung
ENERGIE- Schüttung des Bohrlochs gemäß Bohrplan
POTENTIAL < x l/s
- Ausnutzen aller Stimulations-
maßnahmen gemäß Bohrplan
und
- Fertigstellung aller Sidetracks
„Schluckung“ gemäß Bohrplan
< x l/s
Nebenbedingung:
Æ max. Förder-
höhe / Druck
Dr. Thomas Reif [GGSC] 85 München, 28. Januar 20108. „Spezial“: Projektfinanzierung
Projektphasenbetrachtung
Untersuchung Erschließung Errichtung Betrieb
- Machbarkeitsstudien - Niederbringung der - Technik - und weiterer Netzausbau
- Reprocessing Bohrung /-en - Kraftwerk (bei Wärmeprojekten)
- Seismik - Pumptests - Verteilnetz
EK-Risiko „Grauzone“ FK-Risiko
(kaum Bereitschaft von Banken zur (in dieser Phase (Phase, in der üblicher-
Beteiligung am Risiko in dieser Phase, teilweise Fremd- weise Fremdkapital
selbst bei Fündigkeitsversicherung) kapital erlangbar) eingesetzt werden kann)
Dr. Thomas Reif [GGSC] 86 München, 28. Januar 2010Vor- und Nachteile von Geothermieprojekten aus Bankensicht Vorteile: 1. Garantierte Einspeisevergütung nach dem EEG (nur bei Stromprojekten) 2. Grundlastfähige Energiequelle 3. Kraftwerkstechnologie bekannt aus anderen Energiesektoren 4. Beherrschbare Kosten während der Betriebsphase Nachteile: 1. Sehr hohe Entwicklungskosten bereits vor der Erschließung 2. Risiken während der Entwicklungsphase signifikant 3. Relativ langer Zeitraum muss über Eigenkapital abgedeckt werden 4. Absatz- bzw. Kundenrisiken bei Wärmeprojekten 5. In Deutschland kaum langfristige Erfahrung zur Nachhaltigkeit der Quelle Dr. Thomas Reif [GGSC] 87 München, 28. Januar 2010
Kriterien der finanziellen Beurteilung durch Banken
Basis: geologisch / technisch / ökonomisch integrierter Businessplan
• 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
Dr. Thomas Reif [GGSC] 88 München, 28. Januar 2010Beispiel: Kommunalfinanzierungsstruktur (Wärme)
KOMMUNE
100% Bürgschaft*
Eigenkapital
ABNEHMER DER GEOTHERMIE BANK
z.B. Sparkasse
FERNWÄRME Wärmeliefer- GmbH Darlehen BayernLB
verträge
* Beachtung der EU- und haushaltsrechtlichen Bestimmungen ZWINGEND!
„Kostengünstigste“ Finanzierungsvariante
Dr. Thomas Reif [GGSC] 89 München, 28. Januar 2010Beispiel: Projektfinanzierungsstruktur (Wärme)
Gesellschafter /
„Sponsor“
Eigenkapital
Darlehen
ABNEHMER DER GEOTHERMIE BANK
z.B. Sparkasse
FERNWÄRME Wärmeliefer- Gesellschaft Cash Flow BayernLB
verträge
• Finanzierung ohne bzw. nur mit begrenzter Haftung des Gesellschafters
• Bedienung des Kapitaldienstes nur durch eingehende Cash Flows
• Prognostizierbarkeit und Sicherheit der Cash Flows ist entscheidend
Deutlich „teurer“ als die Varianten der Kommunalfinanzierung
Dr. Thomas Reif [GGSC] 90 München, 28. Januar 2010Fördermittel Grundsatz • Stromprojekte werden über das EEG gefördert (Einspeisevergütung) • Wärmeprojekte werden über das Marktanreizprogramm der KfW gefördert Unterstützung des Antragstellers durch [GGSC] • Wirtschaftlichkeitsanalyse • Antragsaufbereitung • Herausarbeiten von Anreizeffekten (inzidente Beihilfeprüfung im Antrag bei Kommunalbeteiligung > 25% oder Großunternehmen) • Bei Bedarf: Einbindung von weiteren Fördermittelexperten Dr. Thomas Reif [GGSC] 91 München, 28. Januar 2010
Förderprogramme - Details
• KfW Programme EE (270, 271, 272, 281, 282)
- Erneuerbare Energien im Strom- und Wärmemarkt (Standard, Premium)
- Anlagenförderung
- Bohrkostenförderung
- Mehraufwendungen bei Tiefbohrungen
- Wärmenetze und Hausübergabestationen
- Ergänzungsprogramm für Anwendung Geothermie
- Fündigkeitsrisiko (haftungsfreigestelltes Darlehen)
• Förderung von Tiefengeothermie-Wärmenetzen (LfA Förderbank Bayern)
• Projektträger Jülich (PTJ)
- Forschung und Entwicklung (Optimierung Exploration, Erbohrung Reservoire)
- 5. Energieforschungsprogramm
Dr. Thomas Reif [GGSC] 92 München, 28. Januar 2010Grafik KfW Programm Fündigkeitsrisiko 282
• 80% der Bohrkosten
• in der Regel max. 16
Mio. pro Projekt
• Teilschulderlass für
Stimulationsmaß-
nahmen möglich
• Antragsgebühr 65 T€
• Zusagegebühr 45 T€
• Zinssatz risikoadäquat
• Risikoaufschlag bis
zur Feststellung der
Fündigkeit
• Haftungsfreistellung
für durchleitende Bank
Quelle: KfW
Dr. Thomas Reif [GGSC] 93 München, 28. Januar 20109. Resümee
• Tiefe Geothermie = „sauber“, rentabel + schafft lokale Wertschöpfung
• Geothermische Strom- und/oder Wärmeprojekte sind an einer Vielzahl
von Standorten in Bayern / Deutschland wirtschaftlich umsetzbar.
• Bei Wärmeprojekten ist die Kundenzahl wichtig (5.000 - 10.000 EW).
• 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, 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.
Dr. Thomas Reif [GGSC] 94 München, 28. Januar 2010Sie können auch lesen
