Hebel zur Verbesserung der Profitabilität

Hebel zur
Verbesserung
der Profitabilität
bestehender
Windparks
Benchmarkstudie
Windkraft Onshore
Februar 2016
Inhalt
Seite
A. Ergebnisse im Überblick
3
B. Profitabilitätsentwicklung von Bestandswindparks
5
C. Benchmarkstudie Windkraft Onshore: Zielsetzung und Methodik
9
D. Hebel zur Steigerung der Profitabilität von Bestandswindparks
© Roland Berger
15
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
2
A. Ergebnisse
im Überblick
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
3
Windparkbetreiber sollten veränderte Marktbedingungen nutzen, um
ihre Ergebnissituation zu verbessern
Ergebnisse der Benchmarkstudie Windkraft Onshore im Überblick
1
Die Betreiber der aktuell 477 Onshore-Windparks in Deutschland können ihre Gewinne um über
300 Mio. EUR1) steigern. Hierfür müssen bestehende Kostensenkungspotenziale, v.a. bei Betriebsund Kapitalkosten konsequent ausgeschöpft werden
2
Veränderte Marktbedingungen, etwa bei Wartungsverträgen, Versicherungen und Finanzierungsangeboten bieten Windparkbetreibern heute Optimierungsmöglichkeiten, die vor wenigen Jahren
noch nicht umsetzbar waren
3
Bei Anlagen mit durchschnittlicher Betriebseffizienz indiziert die Benchmarkstudie Windkraft Onshore
ein Einsparpotenzial bei den Betriebskosten von 45%, in Einzelfällen können noch höhere
Einsparungen realisiert werden
4
Mithilfe der Benchmarkstudie Windkraft Onshore können Eigentümer bzw. Betreiber die
Kosteneffizienz ihres Windparks mit 39 weiteren deutschen Onshore-Windparks vergleichen und
konkrete Optimierungspotenziale anhand von Kostenindikatoren u.a. aus den Bereichen Wartung und
Versicherung abschätzen
1) Schätzung beruhend auf Ergebnissen der Benchmarkstudie Windkraft Onshore bei Senkung der Betriebskosten vom Benchmarkdurchschnitt auf das erste Quartil bei Hochrechnung
auf den Gesamtmarkt deutscher Onshore-Windkraftanlagen
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
4
B. Profitabilitätsentwicklung von
Bestandswindparks
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
5
Bestandswindparks erfüllen oft nicht die Profitabilitätsziele ihrer
Eigentümer – Häufig Unklarheit über Optimierungspotenziale
Aktuelle Fallbeispiele
Gründe für zu geringe Profitabilität
Warten auf den richtigen Dreh
1
Stromproduktion der Anlagen in der
Region bleibt unter Erwartungen – Zu
wenig Wind
Rhein Main Presse, 15.01.15
2
Augsburger Allgemeine, 06.02.16
Windkraftanlagen – Rendite mit
Risiko
Vor allem die alten Anlagen erfüllen nicht
die Erwartungen, weder bei Stromausbeute noch bei der Rendite
Deutschlandfunk, 10.07.13
> Energieertrag ist überproportional von der Windleistung abhängig: 10% weniger
Windleistung führen zu 30% weniger Ertrag
> Messungen in windstarken Jahren oder Anlagen auf Basis von
Windsimulationen kalkuliert; angenommene Risikopuffer in der Praxis zu gering
Kaum Optimierungsmöglichkeiten bei Bestandsanlagen
Windpark: Flaute in der Kasse
Im dritten Jahr in Folge beibt die Ausbeute
der Anlagen deutlich hinter den
Erwartungen zurück. Was die Investoren
dazu sagen.
Überoptimistische Windprognosen
3
Verzögerungen bei der Inbetriebnahme (IBN)
> Verspätung der IBN um drei Monate führt zu Rückgang der EEG-Förderung um
0,4%; ggf. Wegfall weiterer Förderungen (z.B. SDL-Bonus1))
> Verzögerungen durch aufwändige Gutachten, ggf. Stillstandskosten
Kaum Optimierungsmöglichkeiten bei Bestandsanlagen
Nicht optimierte Betreibermodelle
Einsparmöglichkeiten bei Betriebs- und Kapitalkosten
Optimierungsmöglichkeiten i.d.R. vorhanden, jedoch häufig Unklarheit über
erzielbare Gewinnverbesserung
1) Systemdienstleister-Bonus für Leistungen zur Netzstabilität
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
6
Abgleich Businessplan vs. Jahresabschluss: 44% der analysierten
Windparks bleiben hinter selbst gesteckten Erwartungen zurück
Internal Rate of Return (IRR) analysierter Windparks1)
5,9
5,5
5,2 5,2 5,2 5,1 5,0
4,8 4,7 4,6 4,5
IRR [in %]
6,5 6,3
> Die durchschnittliche
Profitabilität [IRR] der
analysierten Windparks
beträgt 3,7 Prozent
> Die durchschnittliche
IRR liegt bei älteren
Anlagen (10 Jahre und
älter) mit 4,7 Prozent
höher als bei neueren
Anlagen (unter 10
Jahren) mit 3,2 Prozent
Für 44 Prozent der
analysierten Windparks liegt
die Performance unter selbst
gestecktem Profitabilitätsziel
10,0
4,2
3,9 3,7
3,2
2,7
2,4 2,4
2,0
1,2
-0,3 -0,4
-0,7
-2,8
IRR liegt bei oder über selbst gestecktem Profitabilitätsziel
Selbst gestecktes Profitabilitätsziel wird verfehlt
1) Basierend auf Betreiberangaben. Berechnungsgrundlagen können voneinander abweichen
2) Abgleich zwischen Businessplan bzw. Investorenprospekt und aktuellem Jahresabschluss
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
7
Windpark-Betreiber können aktuelle Markt- und Branchentrends
nutzen, um Kosten zu senken
Überblick zu aktuellen Trends
1
2
3
Verstärkte OEM-Konkurrenz bei Absatz von
Neuanlagen
> Hersteller bieten häufig verbesserte Konditionen
(z.B. Verlängerung von Garantiezeiten, günstigere
Konditionen für OEM-Wartungsverträge)
4
Betriebsrisiken geringer als bislang
von Versicherern angenommen
5
Innovative Servicemodelle und
Vertriebswege verstetigen Einnahmen
Neue Wartungsmodelle in Erprobung
> Vorbeugende Wartung (Preventive Maintenance)
von leicht austauschbaren Komponenten lt.
aktueller Studien günstiger als Reparaturen
> Vorhersagende Wartung (Predictive Maintenance)
nutzt sensorbasierte Analysen zur Verschleißermittlung und hilft Ausfallzeiten deutlich zu
reduzieren
Zinsniveau auf Rekordtief
> Das Leitzinsniveau im Euroraum befindet sich
auf Rekordtief; EZB verstärkt Niedrigzinspolitik
mit groß angelegten Anleihekäufen
> Aktuelle Studien zeigen, dass Schadenshäufigkeit und -schwere unter den
Erwartungswerten der Versicherer liegen
> Preise für neue Policen sind signifikant
gesunken
> Kosten für Wartungsverträge und Pacht immer
häufiger an Windertrag gekoppelt; damit
Reduzierung von Belastungen in windarmen
Jahren
> Windkorridore reduzieren Schwankungsbreite
von Einnahmen aufgrund unstetiger Windlast;
Vermarktungsgemeinschaften umgehen
Zwischenhändler beim Stromabsatz
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
8
C. Benchmarkstudie
Windkraft Onshore:
Zielsetzung und
Methodik
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
9
Benchmarkstudie im Überblick – Zielsetzung: Vergleichbarkeit von
Windparks im Hinblick auf Kosteneffizienz ermöglichen
Eckpunkte Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Geographische Verteilung
1
4
3
Alter der analysierten Windparks
[in Jahren]
> Zielsetzung: Benchmark soll
Vergleichbarkeit von Windparks im Hinblick
auf kosteneffizienten und damit
ertragsoptimierten Betrieb ermöglichen
> Erfassung von 39 Onshore-Windparks in
Deutschland
> Daten v.a. von mittelgroßen, institutionellen
Windparkbetreibern
> Auswertung von wesentlichen
Kernparametern:
– Profitabilität (IRR) und Abgleich mit
ursprünglich gesteckten
Profitabilitätszielen
– Betriebskostenstruktur: Technische und
kaufmännische Betriebskosten
– Kapitalkostenstruktur: Mix Eigen-/
Fremdkapital, Finanzierungslaufzeiten,
Zinssätze
2
Durchschnitt
12
Max.
9
1
Zielsetzung & Methodik
Min.
8
5
Alters- und Größenstruktur
18
2
1
3
2
Installierte Kapazität (Nennleistung)
je Windpark im Benchmark [in MWp]
Min.
∑ = 39
Durchschnitt
Max.
#
Anzahl der in der Benchmarkstudie
vertretenen Windparks im jeweiligen
Bundesland
1
16
86
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
10
Onshore-Wind: Marktbedingungen geprägt von steigender Anlagenleistung, sinkender Einspeisevergütung und konstanten Baukosten
Ausgewählte Kenndaten Benchmark-Portfolio
Steigende installierte Leistung
Sinkende Einspeisevergütung
Gleichbleibende Geschäftsmodelle
Ø Installierte Leistung (Nennleistung) je
Windpark [in MWp]
Grundvergütung gem. EEG2)
[in EUR Ct. je KWh]
> Das Geschäftsmodell für Onshore-Windparks
in Deutschland hat sich in den vergangenen
20 Jahren nicht wesentlich verändert:
 Durchschnittlich geplante Projektlaufzeit
mit ca. 20 Jahren im Wesentlichen
unverändert
 Durchschnittlich geplante Laufzeit der
Finanzierung unverändert bei ca. 14
Jahren
 Der durchschnittliche Split von Eigen- und
Fremdkapital bei der Finanzierung liegt
konstant bei ca. 25:75
6,19
+43%
20
5,50
14
5,02
Windparks älter Windparks jünger
als 10 Jahre
als 10 Jahre
> Die installierte Leistung je Windpark ist
bei neueren Windparks höher als bei
über 10-jährigen Windparks
> Die durchschnittliche Leistung neu installierter Windenergieanlagen stieg von
1,1 MWp (2000) auf 2,6 MWp (2013)1)
1) Quelle: WindGuard (2013)
’00
’04
’09
4,87 4,95 4,89 4,83
’12 ’14
’16
3)
’16
4)
> Langfristiger Trend zu sinkenden
Einspeisevergütungen
2) Quelle: Bundesnetzagentur
3) Gültig ab 01.01.16
4) Gültig ab 01.04.16
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
11
Zur Steigerung der Profitabilität ist die Auswahl der geeignetsten
Ansatzpunkte auf der Kostenseite entscheidend
Ansatzpunkte für Profitabilitätssteigerung bei Bestandsanlagen
Vergütung
Einspeisevergütung
Umsatz
x
Laufleistung
Gewinn
minus
Kapitalkosten
minus
Abzüge
Nennleistung [kWp]
hiervon
Reale Leistung
abzüglich
Nicht-Verfügbarkeit
Einspeisevergütung (EEG)
oder
Direktvermarktung
(zusätzlich)
SDL-Bonus1)
Eigenverbrauch
Prognose (Gutachten)
Realwert1)
Ausfall durch Wartung
Netzabschaltung
Fremdkapital
Laufzeit
Eigenkapital
Zinssatz
Wartung
Technisch
Kosten
Reparaturen
Sonstige
Betriebskosten
Projektmanagement
Bereich Benchmarking
Pacht
Kaufmännisch
Vermarktungskosten
Versicherung
Mögliche Ansatzpunkte zur Erhöhung der Profitabilität von Bestandsanalgen
Sonstige
1) Für Bestandsanlagen mit Inbetriebnahme bis 31.07.2014 gem. SDLWindV
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
12
Betriebskostensplit: Ca. 1/3 kaufmännisch, 2/3 technisch – Hebel zur
Kostenoptimierung v.a. bei technischen Betriebskosten anzusetzen
Wesentliche Kostenblöcke
Gesamtdurchschnitt der analysierten Windparks
Anteil von Betriebskosten an den Gesamtbetriebskosten [in %]
2
Kaufmännische
Betriebskosten
1
2
35%
1
Technische Betriebskosten
(65%): Insbesondere
Wartung und Reparaturen
Kaufmännische
Betriebskosten (35%):
Insbesondere Pacht,
Versicherung und
Projektmanagement
65% Technische
Betriebskosten
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
13
Betriebskostensplit: Wartungskosten mit Abstand größter Einzelposten – Große Bandbreite deutet auf hohe Optimierungspotenziale
Ausgewählte Kenndaten Benchmark-Portfolio
Gesamtdurchschnitt der analysierten Windparks
Bandbreite der Kennzahlen
Erläuterungen
Größte Betriebskostenpositionen [in % der Einspeiseerlöse]
Betriebskosten [in % der
jährlichen Einspeiseerlöse]
> Bei der Höhe aller wichtigen
Betriebskostenpositionen
(Wartung, Pacht, Versicherung,
Projektmanagement) besteht eine
sehr große Bandbreite im Markt;
Gleiches gilt für die Kapitalkosten
> Große Bandbreiten zeigen sich
auch beim Vergleich von
Windparks ähnlicher
Altersklassen
17,2%
50%
5,4%
13%
2,9%
Wartung
Pacht
Reparaturen
Kaufmännische Betriebskosten
2,7%
2,4%
VerProjektsicherung management
Niedrigster
Wert
Höchster
Wert
Technische Betriebskosten
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
14
Methodik: Das Kostensenkungspotenzial berechenen wir aus der
Differenz vom Benchmark-Durchschnitt zum ersten Quartil
Kostensenkungspotenzial (illustrativ)
Ø Wartungskosten:
17,2% der
Einspeisevergütung
6,2
17,2
11,0
∆ der Wartungskosten
(Einsparpotenzial): 36%
Wartungskosten
1. Quartil: 11,0% der
Einspeisevergütung
Wartungskosten Wartungskosten
vor Optimierung nach Optimierung
Kostensenkungspotenzial
Erläuterungen
> Benchmarkstudie Windkraft Onshore liefert
eine erste Abschätzung über erzielbare
Einsparpotenziale:
– Angenommen wird eine Effizienzsteigerung vom Durchschnitt zum 1. Quartil
(beste 25%) der im Benchmark vertretenen
Windparks
> Tatsächlich realisierbare Optimierungspotenziale hängen von einer Vielzahl
individueller Faktoren ab:
– Struktur und Laufzeiten von Verträgen und
Policen
– Anlagenstandort
– Alter der Anlagen
– Betreiberstruktur
Wartungskosten [in % der Einspeiseerlöse]
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
15
D. Hebel zur Steigerung
der Profitabilität von
Bestandswindparks
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
16
Laut Studie könnten Betriebskosten von Bestandsparks um 45%
gesenkt werden – Weiteres Optimierungspotenzial bei Kapitalkosten
Größte Betriebskostenpositionen
Kostensenkungspotenzial1)
1
Wartungskosten
36%
2
Pacht
43%
3
Reparaturen
72%
4
Versicherung
74%
5
Projektmanagement
46%
Kapitalkosten
6
Refinanzierung
Mögliche Senkung der Gesamtbetriebskosten
bei Optimierung der größten Kostenpositionen1)
Anteil der Betriebskosten an der Einspeisevergütung
-45%
30,6
16,9
Benchmark-Durchschnitt
1. Quartil
Kostensenkungspotenzial
17%
1) Bei Verbesserung vom Benchmark-Durchschnitt zum ersten Quartil (beste 25%) der Benchmark. Im Einzelfall real erzielbare Kostensenkungen u.a. abhängig von Vertragsstrukturen,
Anlagenstandort, technischer Konfiguration und Anlagenalter
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
17
1
Wartungskosten
Wartung: Die Optimierung von Wartungsaufwendungen bietet das
größte Kostensenkungspotenzial bei Bestandsanlagen
Einblicke aus Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Hebel zur Profitabilitätsverbesserung
Wartungskosten
[in % der jährlichen Einspeisevergütung]
1
1,1
11,0
17,4
20,3
1. Quartil
Median
3. Quartil
35,8
Ø = 17,2
Erläuterungen
> Wartungskosten machen den
mit Abstand größten
Betriebskostenanteil aus
> Wartungskosten variieren am
signifikantesten unter allen
Betriebskosten
Kostensenkungspotenzial:
36%
Niedrigster Wert
2
Garantieleistungen und Wartungsverträge mit
OEM neu verhandeln
> Hintergrund: Anlagen vor 2011 typischerweise
mit 2-5 Jahren Herstellergarantie, ab 2012
marktbedingt 5-15 Jahre Garantie. Steigender
Preisdruck auf OEM-Wartungsverträge
> Hebel: Verlängerung Herstellergarantie gegen
langfristigen Wartungsvertrag mit OEM
verhandeln
Wechsel zu herstellerunabhängigem
Dienstleister
> Hintergrund: Herstellerunabhängige
Dienstleister können Wartungsverträge mit
signifikanten Preisvorteilen ggü. OEM bieten
> Hebel: Angebote vergleichen, Konditionen und
Umfang konsequent verhandeln
Höchster Wert
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
18
2
Pacht
Pacht: Häufig erhebliche Spielräume bei der Vertragsgestaltung –
Nachverhandlung bestehender Vereinbarungen prüfen
Einblicke aus Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Hebel zur Profitabilitätsverbesserung
Pacht
[in % der jährlichen Einspeisevergütung]
1
1,1
3,1
5,0
8,1
1. Quartil
Median
3. Quartil
9,2
Ø = 5,4
Kostensenkungspotenzial:
43%
Niedrigster Wert
Höchster Wert
Erläuterungen
> Pacht beinhaltet Flächen für
Windenergieanlagen, erforderliche Stromleitungen,
Zuwegungen, Kranstellflächen, Abstandsflächen,
Trafostationen und
Kompensationsanlagen
> Häufig erhebliche Spielräume bei der Vertragsgestaltung
Pachtzahlungen an Windertrag koppeln
> Hintergrund
– Vor allem bei älteren Windparks sehen
Pachtverträge häufig fixe Zahlungen vor; in
windarmen Jahren führt dies zu
überproportional hohen Pachtzahlungen und
damit zu Belastungen für das Ergebnis
> Hebel
– Pachtzahlung an Windertrag koppeln (EEGEinspeisevergütung oder realer Ertrag);
Pachtzahlung fällt dann proportional zum
Windertrag an (jährlich gemittelt), hierdurch
wird Ergebnisbelastung in windschwachen
Jahren vermieden
– Alternativ Kauf der Flächen prüfen
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
19
3
Reparaturen
Reparaturen: Bei hohen Aufwendungen Kombination
Servicevertrag-Versicherung als Alternative prüfen
Einblicke aus Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Hebel zur Profitabilitätsverbesserung
Reparaturkosten1)
[in % der jährlichen Einspeisevergütung]
1
0,2
0,8
1,1
1,5
1. Quartil
Median
3. Quartil
17,0
Ø = 2,9
Erläuterungen
> Marktüblich sind
Reparaturkosten um 1%
der jährlichen
Einspeisevergütung
> Einzelne Windparks mit
hohen Reparaturkosten
von 15-17%
Kostensenkungspotenzial:
72%
Niedrigster Wert
Höchster Wert
1) Ausgewertet wurden Rückstellungen für Reparaturen
2
Servicevertrag mit Verfügbarkeitsgarantie prüfen
> Hintergrund: Serviceverträge mit Verfügbarkeitsgarantie schließen Reparaturen ein; in
Verbindung mit einer marktüblichen Versicherung
(Maschinenbruch-/ Betriebsunterbrechungsversicherung) ergibt sich ein weitestgehender
Schutz gegen unvorhergesehene Ereignisse
> Hebel: Finanzielle Rückstellungen für größere
Reparaturen können aufgelöst und ggf.
ausgeschüttet werden
Umfang und Modus der Wartung anpassen
> Hintergrund: Wartungsintensität & -intervalle
dem Alter der Anlagen anpassen. "Preventive
Maintenance" bei leicht austauschbaren
Komponenten lt. aktuellen Studien günstiger als
Reparatur. "Predictive Maintenance" kann
Ausfallzeiten signifikant verringern
> Hebel: Umfang und Modus der Wartung
überprüfen
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
20
4
Versicherung
Versicherung: Optimierung häufig mit relativ geringem Aufwand
umsetzbar
Einblicke aus Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Hebel zur Profitabilitätsverbesserung
Versicherungskosten
[in % der jährlichen Einspeisevergütung]
1
0,6
0,7
3,0
4,7
1. Quartil
Median
3. Quartil
5,9
Ø = 2,7
Kostensenkungspotenzial:
Prüfung Versicherungsumfang und
Vertragskonditionen
> Hintergrund: Kosten von Anlagenversicherungen1) sind gesunken, da Prämienberechnungen inzwischen auf verlässlicheren
Erfahrungswerten aufbauen (Risiken sind häufig
geringer als von Versicherern in früheren
Prognosen angenommen)
> Hebel: Einholen alternativer Angebote,
Neuverhandlung von Vertragskonditionen,
Verzicht auf Unterbrechungsversicherung, wenn
bereits durch Garantie im Wartungsvertrag
gedeckt
74%
Niedrigster Wert
Höchster Wert
1) Versicherungen bestehen i.d.R. aus Sachversicherung, Allgefahren- und Unterbrechungsversicherung
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
21
5
Projektmanagement
Projektmanagement: Outsourcing (ganz oder teilweise) an externen
Dienstleister prüfen
Einblicke aus Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Hebel zur Profitabilitätsverbesserung
Projektmanagementkosten
[in % der jährlichen Einspeisevergütung]
1
0,8
1,3
2,0
3,1
1. Quartil
Median
3. Quartil
Ø = 2,4
Kostensenkungspotenzial:
7,8
Delegation Projektmanagement an externen
Dienstleister
> Hintergrund: Vor allem kleinere Windparks
beschäftigen häufig eigenes Personal für
kaufmännische Aufgaben. Gleichzeitig bieten
externe Dienstleister das kaufmännische
Projektmanagement für Windparks als
Dienstleistung für vergleichsweise geringe
Gebühren an
> Hebel: Outsourcing des kaufmännischen
Anlagenmanagements prüfen, Konditionen
unterschiedlicher Anbieter konsequent
vergleichen
46%
Niedrigster Wert
Höchster Wert
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
22
6
Refinanzierung
Prüfung einer Refinanzierung im aktuellen Zinsumfeld sinnvoll –
Öffentliche Förderprogramme berücksichtigen
Einblicke aus Benchmarkstudie Windkraft Onshore
Hebel zur Profitabilitätsverbesserung
Zinssatz Finanzierung
[in % ]
1
3,7
3,9
4,1
5,3
1. Quartil
Median
3. Quartil
6,0
Ø = 4,5
Kostensenkungspotenzial:
17%
Erläuterungen
Zinssatz variiert stark nach
Zeitpunkt der Finanzierungsaufnahme
Leitzinsentwicklung im Euroraum
6
4
Refinanzierung
> Hintergrund: Anlagenbetreiber können vom
niedrigeren Zinsniveau sowie i.d.R. von
geringeren Risikoaufschlägen profitieren.
Je nach Konstellation können Betreiber auch
günstige Kredite öffentlicher Förderbanken in
Anspruch nehmen
> Hebel:
– Prüfung der Kapitalkosten des Windparks
gegen das Markt- und Zinsniveau
– Prüfung der Verfügbarkeit von öffentlichen
Förderkrediten (u.a. von Landesbanken)
– Bei älteren Anlagen: Prüfung Repowering zu
aktuellen, günstigen Zinskonditionen
Prüfung Refinanzierung sinnvoll
2
0
Niedrigster Wert
Höchster Wert
06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
23
Für die Benchmarkstudie Windkraft Onshore haben wir
systematisch Jahresberichte und Verkaufsprospekte ausgewertet
Ausschnitte aus der Benchmark
C. Betriebskosten
A. Rahmenparameter
A.1. Anlagenstandort
[Bundesland]
A.2. Anlagenstandort
[PLZ, D]
A.3.
A.4.
A.5.
A.6.
A.7.
A.6.
[MWp]
[EUR Mio]
[EUR/MWp]
[Jahr]
[in Jahren]
[Jahre]
Installierte Leistung (Nennleistung)
Gesamtkosten Anlagenbau
Kosten/Installierte Leistung
Inbetriebnahmejahr
Alter der Anlage (in 2015)
Geplante Gesamtlaufzeit Projekt
B. Projektfinanzierung
B.1.
B.2.
B.3.
B.4.
B.5.
Eigenkapitalanteil
Fremdkapitalanteil
Laufzeit Finanzierung
Zinssatz
Profitabilität
C.1.1. Wartung
C.1.2. Außerplanm. Reparaturen (Rückst.)
C.1.3. Eigenverbrauch (Netz)
C.2. Kaufmännische Betriebskosten
C.2.1. Pacht
C.2.2. Versicherung
C.2.3. Projektmanagement
C.2.3.1. Verwaltung, Buchhaltung, Recht
C.2.3.2. Direktvermarktungskosten
C.2.3.3. Weitere Verwaltungskosten (nicht spezifiziert)
C.3. Summe Betriebskosten
[%]
[%]
[Jahre]
[% p.a.]
[IRR in %]
C. Betriebskosten
C.1. Technische Betriebskosten
C.1.1. Wartung
C.1.2. Außerplanm. Reparaturen (Rückst.)
C.1.3. Eigenverbrauch (Netz)
C.1. Technische Betriebskosten
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
[%
[%
[%
[%
[%
[%
der Einspeiseerlöse]
der Einspeiseerlöse]
der Einspeiseerlöse]
der Einspeiseerlöse]
der Einspeiseerlöse]
der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
D. Einspeisevergütung
D.1.1.
D.1.2.
D.1.3.
D.1.4.
Einspeisevergütung (EEG)
Einspeisevergütung (Direktvermarktung)
SDL-Bonus
sonstige (wenn vorhanden)
D.1. Einspeisevergütung Gesamt
[€/kWh]
[€/kWh]
[€/kWh]
[]
[€/kWh]
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
> Frei verfügbare Jahresberichte (Jahresabschlüsse) für Windparks
> Businesspläne
bzw.
Verkaufsprospekte (zum
Abgleich von Gewinnerwartungen mit tatsächlich erzielten Gewinnen)
C.2. Kaufmännische
Betriebskosten
[% der Einspeiseerlöse]
C.2.1. Pacht
C.2.2. Versicherung
[% der Einspeiseerlöse]
[% der Einspeiseerlöse]
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
24
Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte die Mitglieder des
Projektteams
Kontakt
Dr. Torsten Henzelmann
Ralph Büchele
Senior Partner
Head of Civil Economics, Energy &
Infrastructure
Principal
Civil Economics, Energy &
Infrastructure
[email protected]
+49 160 744-8185
[email protected]
+49 160 744-8921
Gordon Wollgam
Senior Project Manager
Civil Economics, Energy &
Infrastructure
[email protected]
+49 160 744-8706
Hebel zur Verbesserung der Profitabilität bestehender Windparks.pptx
25

Download Report