Ermittlung der Investitionskosten von europäischen Schwell- und Laufwasserkraftwerken zur Bestimmung des Kapitalstocks

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1 Ermittlung der Investitionskosten von europäischen Schwell- und Laufwasserkraftwerken zur Bestimmung des Kapitalstocks Petra Gsodam 1, Heinz Stigler Technische Universität Graz, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation, Inffeldgasse 18, 8010 Graz, / , iee.tugraz.at Kurzfassung: Anlagen von Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind durch hohe Lebensdauern sowie eine hohe Kapitalintensität charakterisiert. Das historische Anschaffungswertprinzip bewirkt, dass durch (nominelle) Preissteigerungen das in den Bilanzen ausgewiesene Anlagevermögen nicht dem tatsächlichen Wert der Anlagen entspricht. Deshalb ist es nicht möglich, das tatsächliche Anlagevermögen aus den Bilanzen der Unternehmen zu bestimmen. Aufgrund dessen kommt der Ermittlung des tatsächlichen Anlagevermögens von Elektrizitätsversorgungsunternehmen eine besondere Bedeutung zu. Eine alternative Möglichkeit zur Ermittlung des tatsächlichen Anlagevermögens liefert das Kapitalstockkonzept auf Basis von Wiederbeschaffungswerten, vermindert um die bereits getätigten Abschreibungen (Nettokapitalstock). Um den Nettokapitalstock mit dem in den Bilanzen ausgewiesenen Anlagevermögen vergleichen zu können, müssen Informationen über die Höhe der Investitionen in die einzelnen Kraftwerke zum Zeitpunkt ihrer Errichtung (historischer Anschaffungswert) und bezogen auf ein gemeinsames Basisjahr (Wiederbeschaffungswerte) vorhanden sein. Der vorliegende Beitrag zeigt eine Möglichkeit auf, wie die nicht standardisierbaren Investitionen in Schwell- und Laufwasserkraftwerken ermittelt werden können. Darauf aufbauend kann der Kapitalstock für Schwell- und Laufwasserkraftwerke berechnet werden. Weiters wird der Teil des Anlagevermögens von Elektrizitätsversorgungsunternehmen, der sich aus Schwell- und Laufwasserkraftwerken zusammen setzt, auf Basis von historischen Anschaffungswerten sowie von Wiederbeschaffungswerten betrachtet. Zentrale Schlussfolgerung des vorliegenden Beitrags ist, dass bei (nominellen) Preissteigerungen für Ersatzinvestitionen, wie es bei langlebigen Anlagegütern der Fall ist, nur Abschreibungen auf Basis von Wiederbeschaffungswerten den Erhalt der Unternehmenssubstanz sichern. Keywords: Kapitalstock, Wasserkraftwerke, Vermögensbetrachtung, Anlagevermögen, Investitionskosten, ATLANTIS 1 Jungautorin Seite 1 von 18

2 1 Einleitung Einer der Grundsätze ordnungsmäßiger Bilanzierung ist das (historische) Anschaffungswertprinzip. Auf Basis dieses Prinzips, welches im handelsrechtlichen Einzelabschluss Pflicht ist, dürfen Vermögensgegenstände höchstens mit den Anschaffungs- oder Herstellungskosten in der Bilanz angesetzt werden ( 203 Abs. 1 UGB). Das Ziel ist eine nominelle Kapitalerhaltung, bei der Geldwertschwankungen und damit Änderungen der Wiederbeschaffungswerte nicht berücksichtigt werden (Heno, 2011). Die Anschaffungskosten als Höchstgrenze für die Bewertung führen bei langlebigen Anlagegütern dazu, dass durch eine Unterbewertung von Aktiva stille Reserven im Unternehmen entstehen können. Stille Reserven haben als Konsequenz, dass das Eigenkapital eines Unternehmens geringer erscheint, als es der Wirklichkeit entspricht (Wöhe & Döring, 2013). Die langfristige Sicherung des Unternehmens als übergeordnetes Unternehmensziel für kapitalintensive Unternehmen mit langlebigen Anlagen ist mit nomineller Kapitalerhaltung nicht sichergestellt. Solche Unternehmen müssen sich an der Substanzerhaltung orientieren. Demnach muss die Bewertung des Anlagevermögens in der Bilanz nicht zu Anschaffungswerten sondern zu Wiederbeschaffungswerten erfolgen. Die Bewertung auf Basis der Wiederbeschaffungswerte wurde schon von Schmidt (1921) aufgegriffen. Schmidt (1921) geht bei seiner Theorie der organischen Bilanz von Preissteigerungen aus und verwendet demzufolge Wiederbeschaffungswerte anstatt historischer Anschaffungswerte, womit die organische Bilanz an der Substanzerhaltung ausgerichtet ist. Dieser Ansatz entstand zu Zeiten mit hohen jährlichen nominellen Preissteigerungen (Hyperinflation in Deutschland). Auch die International Financial Reporting Standards (IFRS) haben das Problem der Unterbewertung (oder Überbewertung) des Anlagevermögens bereits berücksichtigt. Somit gibt es für den Konzernabschluss ein Bewertungswahlrecht zwischen dem Anschaffungswert und dem Zeitwert. Es erfolgt eine Durchbrechung des historischen Anschaffungswertprinzips, indem eine Neubewertung des Anlagegutes zum beizulegenden Zeitwert ermöglicht wird (Heno, 2011). Um Wertminderungen des Anlagevermögens, die beispielsweise durch Nutzung und Alterung entstehen, zu berücksichtigen, gibt es Abschreibungen. Eine Wertminderung kann planmäßig oder außerplanmäßig anfallen. Zur Berücksichtigung der Wertminderung gibt es unterschiedliche Methoden. Aus betriebswirtschaftlicher Sicht ist eine nominell konstante Wertminderung über die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer (lineare Abschreibung) üblich. Abgeschrieben wird dabei vom historischen Anschaffungswert (Wöhe & Döring, 2013). Die Abschreibung vom historischen Anschaffungswert bewirkt, dass bei (nominellen) Preissteigerungen für Ersatzinvestitionen, wie es bei langlebigen Anlagegütern der Fall ist, der Erhalt der Unternehmenssubstanz nicht sichergestellt werden kann (Schmidt, 1921). Abschreibungen sind Teil des Cash Flows und sollen u.a. für Ersatzinvestitionen verwendet werden (Wöhe & Döring, 2013). Wird vom historischen Anschaffungswert abgeschrieben, sind die Abschreibungen bei langlebigen Anlagegütern jedoch zu niedrig, um am Ende der Nutzungsdauer aufgrund von Preissteigerungen eine adäquate Ersatzinvestition zu ermöglichen. Langlebige Anlagegüter in kapitalintensiven Branchen wie der Elektrizitätswirtschaft benötigen hierfür Abschreibungen auf Basis von Wiederbeschaffungswerten. Aufgrund der Langlebigkeit der Anlagen kommt dem Anlagevermögen der Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) eine besondere Bedeutung zu. Die Ermittlung des Anlagevermögens gestaltet sich jedoch als schwierig. Das Anlagevermögen lässt sich nicht Seite 2 von 18

3 wie in anderen Branchen mit einer hohen Kapitalumschlagshäufigkeit aus den Bilanzen der Unternehmen ablesen. Deshalb muss eine alternative Methode verwendet werden, um das tatsächliche Anlagevermögen von EVU zu ermitteln (Gsodam, et al., 2016). Eine Methode ist die Ermittlung des Nettokapitalstocks, der den Zeitwert des Anlagevermögens zu einem bestimmten Stichtag wiederspiegelt. Der Nettokapitalstock wird ermittelt, indem vom Bruttokapitalstock (Kapitalstock zu Wiederbeschaffungswerten), der den Neuwert der Anlagegüter darstellt, die kumulierten Abschreibungen abgezogen werden (Rais & Sollberger, 2009). Der Nettokapitalstock basiert auf den Wiederbeschaffungswerten, weshalb es wichtig ist, die Wiederbeschaffungswerte bestmöglich zu ermitteln. Wasserkraftwerke stellen im Hinblick auf die Ermittlung der Wiederbeschaffungswerte (aber auch der historischen Anschaffungswerte) eine Besonderheit dar. Thermische Kraftwerke sind standardisierte Kraftwerke und Prognosen bzgl. der Investitionskosten können aufgestellt werden. Thermische Kraftwerksprojekte ähneln sich stark und so können ausgehend von Projekten, bei denen die Investitionskosten bekannt sind, die Investitionskosten für andere Kraftwerke geschätzt werden. Wasserkraftwerke hingegen unterscheiden sich von Standort zu Standort und Prognosen bzgl. der Investitionskosten können nur mit einer großen Spanne angegeben werden. Die Investitionskosten von Wasserkraftwerken hängen sehr stark von lokalen Umweltfaktoren und geographischen Gegebenheiten wie zum Beispiel Gefälle oder Wassermenge ab. Deshalb gestaltet es sich als schwierig, verallgemeinernde Aussagen zu den Investitionskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken zu tätigen. Weiters weißen Schwell- und Laufwasserkraftwerke im Vergleich zu anderen Kraftwerkstechnologien sehr hohe Lebens- bzw. Nutzungsdauern auf. Die vergleichsweise alten Kraftwerke stehen mit den historischen Anschaffungswerten in den Bilanzen der Unternehmen und spiegeln den tatsächlichen (Rest-)Wert der Kraftwerke nicht wieder. Ein 40 Jahre altes Laufwasserkraftwerk liefert aufgrund von (nominellen) Preissteigerungen zu niedrige Abschreibungen, so dass nicht ausreichend Kapital für Ersatzinvestitionen in die sehr kapitalintensiven Anlagen zur Elektrizitätsproduktion zur Verfügung steht. Einen Überblick über die Altersstruktur von Schwell- und Laufwasserkraftwerken in ausgewählten Ländern bietet Abbildung 1. Aus Abbildung 1 ist ersichtlich, dass ein Großteil der Kraftwerke zwischen 1950 und 1990 gebaut worden ist. Bei einer angenommenen betriebswirtschaftlichen Nutzungsdauer von 50 Jahren sind viele dieser Kraftwerke schon vollständig abgeschrieben. Vor diesem Hintergrund ergeben sich die folgenden Fragestellungen: Wie können Bandbreiten für die spezifischen Investitionskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken ermittelt werden und wie hoch sind die resultierenden Bandbreiten? Wie verändert sich das Anlagevermögen von EVU, wenn anstatt des historischen Anschaffungswertprinzips Wiederbeschaffungswerte zur Ermittlung des Anlagevermögens verwendet werden? Seite 3 von 18

4 installierte Leistung [MW] 10. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT Österreich Schweiz Frankreich Deutschland vor Inbetriebnahmejahr ab 2010 Abbildung 1: Altersstruktur von Schwell- und Laufwasserkraftwerken in ausgewählten Ländern (Quelle: Eigene Darstellung, institutsinterne Datenbank). Der erste Teil der Arbeit befasst sich mit dem Kapitalstockkonzept und gibt einen kurzen Literaturüberblick. Der zweite Teil zeigt eine Methode auf, wie die Investitionskosten von in der Vergangenheit errichteten Schwell- und Laufwasserkraftwerken ermittelt werden können. Anschließend folgt die Ermittlung des in den Bilanzen ausgewiesenen Anlagevermögens und des Kapitalstocks von EVU mit der in Kapitel 3 vorgestellten Methode. Die Arbeit schließt mit einer Diskussion der Ergebnisse sowie Schlussfolgerungen und Limitationen ab. 2 Das Kapitalstockkonzept in der Elektrizitätswirtschaft Der Begriff Kapitalstock im Rahmen dieser Arbeit umfasst alle nicht finanziellen Vermögensgüter, die länger als ein Jahr dauerhaft in der Elektrizitätsproduktion eingesetzt werden. Bezogen auf die EVU sind diese Vermögensgüter Kraftwerke zur Elektrizitätsproduktion. Der Bestand an Anlagevermögen zum Neuwert ohne Berücksichtigung von Wertminderungen in Preisen von 2015 wird als Bruttokapitalstock bezeichnet; unter Berücksichtigung von Wertminderungen wird der Bestand an Anlagevermögen als Nettokapitalstock bezeichnet. Das Verhältnis von Brutto- zu Nettokapitalstock wird Modernitätsgrad genannt. Diese Kennzahl gibt Auskunft darüber, wie viel des Anlagevermögens noch nicht abgeschrieben ist. Somit wird über den Alterungsprozess des Anlagevermögens informiert (Statistisches Landesamt Baden-Württemberg, 2008). Eine weitere Kennzahl, die sich aus dem Kapitalstock ermitteln lässt, ist die Kapitalintensität. Die Kapitalintensität stellt den Kapitalstock der Anzahl der Erwerbstätigen gegenüber, womit der durchschnittliche Kapitaleinsatz je Erwerbstätigen gemessen wird. Beide Kennzahlen sind, verglichen mit Werten aus anderen Branchen, in der Elektrizitätswirtschaft besonders hoch (Schüppel, 2014). Die Kapitalintensität und die Anlagenlanglebigkeit sind mit ein Grund, warum sich das Elektrizitätssystem nur langsam ändern kann. Dies wurde schon früh von C. Marchetti (1977) in seinen Arbeiten zu Marktpenetrationskurven aufgezeigt. Anpassungen Seite 4 von 18

5 in kapitalintensiven und in langen Zyklen wirtschaftenden Branchen bedingen eine gewisse zeitliche Verzögerung. Der Kapitalstock eines Sektors baut sich über die Zeit auf, wofür Investitionen notwendig sind (Greiner, et al., 2013). Eine Änderung dieses Systems vollzieht sich über mehrere Jahre oder Jahrzehnte, während der alte bzw. bestehende Kapitalstock auf natürliche Art und Weise durch Alterung und Nutzung abgebaut und neuer Kapitalstock aufgebaut wird. Zwei parallel existierende Systeme haben zur Folge, dass zwei Systeme gleichzeitig finanziert werden müssen, was zu einer doppelten finanziellen Belastung für Unternehmen und Kunden führt. Der Aufbau eines neuen Systems kann nur so schnell fortschreiten, wie das bestehende System durch Altern oder Ausscheiden aus dem Produktionsprozess abgebaut wird. Eine Methode zur Ermittlung des Anlagevermögens eines Sektors ist, das in den Bilanzen aufscheinende Anlagevermögen der einzelnen Unternehmen zu addieren. In Branchen mit einer hohen Anlagenlanglebigkeit sowie einer hohen Kapitalintensität ist dies jedoch nicht möglich, da sich nicht zuletzt aufgrund der (nominellen) Preissteigerungen ein verzerrtes Bild der Wirklichkeit ergeben würde. Das tatsächliche Anlagevermögen kann aufgrund der langen Nutzungsdauer und den bisher getätigten Abschreibungen auf Basis der historischen Anschaffungswerte nicht aus den Bilanzen ermittelt werden (Gsodam, et al., 2016). Des Weiteren ist die betriebswirtschaftliche Nutzungsdauer, mit denen die Restbuchwerte der Anlagegüter berechnet werden, nicht mit der technischen Lebensdauer ident. Deshalb wird bei der Ermittlung des Kapitalstocks die Nutzungsdauer variiert. Während die betriebswirtschaftliche Buchhaltung von einer vorsichtig geschätzten Nutzungsdauer ausgeht, wird bei Berechnung des Nettokapitalstocks zu Wiederbeschaffungspreisen die tatsächliche technische Lebensdauer verwendet, die um einige Jahre höher ist. Deshalb ist es von Bedeutung, das Kapitalstockkonzept auf die Elektrizitätswirtschaft bzw. die EVU anzuwenden und den Brutto- sowie Nettokapitalstock dieses Sektors zu ermitteln. Der Bruttokapitalstock bezieht sich auf Wiederbeschaffungswerte, stellt also den Neuwert der Anlagegüter dar. Der Preis für alle Anlagegüter wird auf ein bestimmtes Basisjahr bezogen, womit sich für alle Anlagegüter konstante Preise eines gemeinsamen Basisjahres für die Wiederbeschaffung ergeben. Der Bruttokapitalstock bildet die Basis für den Nettokapitalstock, indem die Abschreibungen aufgrund von Wertminderungen vom Bruttokapitalstock abgezogen werden und somit die Restbuchwerte der Anlagegüter ermittelt werden (Rais & Sollberger, 2009). Die Abschreibungen werden unter Berücksichtigung der tatsächlichen technischen Lebensdauer der Anlagegüter berechnet. Eine weit verbreitete Methode zur Ermittlung des Anlagevermögens und der Abschreibungen im Rahmen einer Kapitalstockbetrachtung ist die Kumulationsmethode (Perpetual-Inventory-Method). Hierzu werden Zeitreihen der Anlageinvestitionen sowie Nutzungsdauern der Anlagen benötigt (Statistisches Bundesamt Deutschland, 2017). Die notwendigen Informationen können direkt aus dem Simulationsmodell ATLATNIS (Stigler, et al., 2015) abgeleitet werden. Das einzige noch fehlende Element bildet die Höhe der Investitionen in die einzelnen Kraftwerke zum Zeitpunkt ihrer Errichtung und bezogen auf ein gemeinsames Basisjahr (Wiederbeschaffungswerte). Eine Möglichkeit, die fehlenden Informationen für Schwell- und Laufwasserkraftwerke zu ermitteln, wird im nächsten Kapitel vorgestellt. Seite 5 von 18

6 3 Methodik Daten zu den Errichtungskosten von österreichischen Schwell- und Laufwasserkraftwerken bilden die Grundlage für die Ermittlung der Investitionskosten. Diese Daten wurden großteils der Österreichischen Zeitschrift für Elektrizitätswirtschaft (ÖZE, ) entnommen. Informationen über neuere Kraftwerke konnten auch im Internet, meist über die Homepage des Eigentümers, gefunden werden 2. Sofern das Jahr der Inbetriebnahme nicht gleich dem Jahr, aus dem die monetären Daten stammen, ist, wurden die Investitionskosten mit Hilfe eines Inflationsindex auf das jeweilige Jahr der Inbetriebnahme hoch- bzw. rückgerechnet. Daten für die durchschnittliche jährliche Inflation in Österreich (Verbraucherpreisindex, VPI) werden von Statistik Austria (2016) zur Verfügung gestellt. Zusätzlich zur Berechnung des Inflationsindex mit den Daten der jährlichen Inflation in Österreich basierend auf dem VPI wurde der Baupreisindex für die Berechnung heran gezogen. Der Baupreisindex erfasst das Preisniveau von Bauprojekten und gibt damit Auskunft über die Entwicklung der tatsächlichen Preise, die für die Bauarbeiten zu bezahlen waren (Wirtschaftskammer Österreich, 2016a). Für Schwell- und Laufwasserkraftwerke wurde auf den Baupreisindex für Hochbau und für Tiefbau zurückgegriffen. Die beiden Indizes wurden für die Berechnung gewichtet. Der Baupreisindex für Hochbau floss mit 25% in die Berechnung ein, der Baupreisindex für Tiefbau mit 75%. Vollständige Zeitreihen für den Hochund Tiefbau sind über Statistik Austria (2016b) ab 1984 verfügbar, weshalb Kraftwerke mit einem Inbetriebnahmejahr vor 1984 nicht betrachtet werden konnten. Der Inflationsindex mit Basis 1984 beträgt im Jahr ,48 und der Baupreisindex mit Basis 1984 beträgt im Jahr 2015 bei einer Gewichtung von 25% Hochbau und 75% Tiefbau 203,84. Dies entspricht in beiden Fällen ungefähr einer Verdoppelung der Kosten in etwas mehr als 30 Jahren. Daraus kann geschlossen werden, dass für die Betrachtung von Schwell- und Laufwasserkraftwerken sowohl der VPI als auch der Baupreisindex sinnvoll sind und zu ähnlichen Ergebnissen führen. Der Baupreisindex erscheint aber insofern als hinderlich, als dass Daten erst ab 1984 zur Verfügung stehen. Ein großer Teil der Schwell- und Laufwasserkraftwerke wurde aber schon davor gebaut und könnte so nicht hinreichend abgebildet werden, weshalb für die Betrachtungen auf den VPI zurückgegriffen wird. Basierend auf den Daten der österreichischen Schwell- und Laufwasserkraftwerke wurden die spezifischen Investitionskosten der Schwell- und Laufwasserkraftwerke, die an Flüssen in anderen europäischen Staaten errichtet worden sind, ermittelt. Dem zu Grunde liegt die Annahme, dass Flüsse, die sich hinsichtlich der geographischen Gegebenheiten ähneln, ähnliche spezifische Investitionskosten aufweisen und sich nur hinsichtlich des Preisniveaus der Staaten unterscheiden. Um die unterschiedlichen Preisniveaus korrekt abzubilden, wurde auf Daten von Eurostat (2017) zu vergleichenden Preisniveaus zurückgegriffen. Diese Daten werden für 38 europäische Länder veröffentlicht und sind von verfügbar. Für diese Arbeit wurden die Preisniveaus von 2015 verwendet, da das gemeinsame Basisjahr, auf das sich die Wiederbeschaffungswerte in konstanten Preisen beziehen, das Jahr 2015 ist. 2 Aufgrund der großen Anzahl an unterschiedlichen Literaturquellen erfolgt keine detailliertere Zuordnung der Daten zu den verwendeten Quellen. Lediglich jene Quelle, aus der ein Großteil der Daten entnommen werden konnte, wird genannt. Seite 6 von 18

7 Da Investitionskosten von Wasserkraftwerken stark von lokalen Umweltfaktoren wie etwa Gefälle, Wassermenge und topografische und geologische Gegebenheiten abhängen, wurden die österreichischen Kraftwerke nach Flüssen gruppiert. Die in die Betrachtung einfließenden Kraftwerke liegen an folgenden Flüssen: Donau, Drau, Enns, Inn, Mur, Salzach, Traun. Die durch Recherche ermittelten spezifischen Investitionskosten für die Kraftwerke an den betrachteten Flüssen in Österreich sind in Abbildung 2 dargestellt. Gezeigt wird die gesamte sowie die um Ausreiser bereinigte Bandbreite der Daten je Fluss. Innerhalb der Box ist für jeden Fluss der Mittelwert über die verfügbaren Daten angegeben. Die spezifischen Investitionskosten sind in konstanten Preisen in EUR 2015 pro Jahreskilowattstunde (kwh a) angegeben. Bei Wasserkraftwerken kann die installierte Leistung durch eine Erhöhung der Ausbauwassermenge gesteigert werden, während sich aber die Volllaststunden deutlich verringern. Aus diesem Grund ist es bei Wasserkraftwerken sinnvoll, die Investitionskosten nicht auf die installierte Leistung sondern auf das Regelarbeitsvermögen (RAV) zu beziehen. Abbildung 2: Boxplot der spezifischen Investitionskosten bezogen auf das RAV für die Kraftwerke an den großen Flüssen in Österreich (Quelle: Eigene Darstellung). Basierend auf dem 10%-Quantil als Untergrenze und dem 90%-Quantil als Obergrenze sind nachfolgend in Tabelle 1 die statistischen Bandbreiten sowie die Mittelwerte der spezifischen Investitionskosten in EUR 2015 bezogen auf des RAV je Fluss für die bereinigten Daten angegeben. Auf das 10%-Quantil und das 90%-Quantil wurde zurückgegriffen, um Ausreißer aus der Betrachtung zu eliminieren. Tabelle 1: Bandbreite der spezifischen Investitionskoten bezogen auf die Ober- und Untergrenze des Bereichs des 10%-Quantils und des 90%-Quantils (Quelle: Eigene Darstellung). Spezifische Investitionskosten Mittelwert Fluss [EUR 2015/kWh a] [EUR 2015/kWh a] Donau 0,581 0,971 0,78 Drau 0,779 1,436 1,08 Enns 0,577 0,892 0,72 Inn 0,552 0,869 0,72 Mur 0,692 1,288 0,99 Salzach 0,927 1,572 1,28 Traun 0,900 1,060 0,93 Seite 7 von 18

8 Für die Ermittlung der Investitionskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken wird auf die ermittelten Bandbreiten aus Tabelle 1 zurückgegriffen. Hierfür wurden die Bandbreiten für jeden Fluss über einen Zeitraum von 95 Jahren von 1920 bis 2015 linear aufgeteilt, wobei das 10%-Quantil die spezifischen Investitionskosten von 1920 widerspiegelt und das 90%-Quantil die spezifischen Investitionskosten von Der Aufteilung liegt zu Grunde, dass zuerst die besonders günstigen Kraftwerke an einem Fluss gebaut werden, dann die nächst teureren, usw., so dass gegen Ende des Ausbaus noch die vergleichsweise teuren Kraftwerke übrig bleiben. Eventuelle Kosteneinsparungen aufgrund von technischem Fortschritt beim Bau von Schwell- und Laufwasserkraftwerken werden in diesem Zeitraum durch den Bau von Kraftwerken an immer ungünstiger werdenden Standorten sowie durch erhöhte Umweltauflagen, die ebenso die Kosten ansteigen lassen, aufgehoben. Die untere Grenze für die spezifischen Investitionskosten aller Kraftwerke an einem Fluss bildet das 10%-Quantil. Unter diese Grenze sinken die Investitionskosten in konstanten Preisen nicht. Auf diese Weise konnte für jeden Fluss eine Zeitreihe der spezifischen Investitionskosten erstellt werden. Das Jahr 1920 als letztes Jahr wurde deshalb gewählt, weil in nahezu allen europäischen Ländern vor diesem Jahr nur sehr wenige Schwell- und Laufwasserkraftwerke existiert haben. Dies wird in Abbildung 3 veranschaulicht. Die Schweiz ist unter den kontinentaleuropäischen Ländern mit 59 Kraftwerken, die ein Inbetriebnahmejahr vor 1920 aufweisen, der Spitzenreiter, gefolgt von Deutschland (18 Kraftwerke) und Italien (13 Kraftwerke) Deutschland Italien Österreich Polen Schweiz Slowenien Spanien Abbildung 3: Schwell- und Laufwasserkraftwerke mit einem Inbetriebnahmejahr vor 1920 in ausgewählten europäischen Ländern (Quelle: Eigene Darstellung, institutsinterne Datenbank). Um von den spezifischen Investitionskosten in konstanten Preisen (EUR 2015) auf die Gesamtinvestitionskosten in laufenden Preisen (zum Zeitpunkt der Errichtung) zu kommen, ist es notwendig, die spezifischen Investitionskosten auf das RAV des Kraftwerkes zu beziehen. Dies ist in Gleichung 2.1 dargestellt. Gesamtinvestitionskosten Real 2015 [EUR] = spezifische Investitionskosten Real 2015 [ EUR kwh a ] RAV [kwh a ] (2.1) Seite 8 von 18

9 Danach wurden die Investitionskosten in konstanten Preisen mit Hilfe des Inflationsindex in laufende Preise umgerechnet, um die tatsächlichen historischen Investitionskosten zum Zeitpunkt der Errichtung zu ermitteln (siehe Gleichung 2.2). Dies ist auch der Betrag, mit dem die Schwell- und Laufwasserkraftwerke in den Jahresabschlüssen der Unternehmen aufscheinen (historische Anschaffungswerte) und von dem die Abschreibungen berechnet werden. Gesamtinvestitionskosten Nominell [EUR] = Gesamtinvestitionskosten Real 2015 [EUR] Index IBJ Index 2015 (2.2) Für die Berechnung der historischen Anschaffungswerte, der Investitionskosten in laufenden Preisen, von sehr alten Schwell- und Laufwasserkraftwerken in Österreich mit einem Inbetriebnahmejahr vor 1948 wurde die Annahme getroffen, dass es vor dem Jahr 1948 eine jährliche Inflation von 2% gab, da für alle Jahre vor 1948 keine Daten zur Inflation verfügbar sind. Daten zur Inflation in Österreich werden bis 1948 von Statistik Austria zur Verfügung gestellt. 2% wurden deshalb gewählt, weil dies aus Sicht der Europäischen Zentralbank, der US-Notenbank und vielen anderen die optimale jährliche Inflationsrate darstellt. Die ermittelten spezifischen Investitionskosten in konstanten Preisen der Schwell- und Laufwasserkraftwerke in Österreich sollen für die Ermittlung der Investitionskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken in anderen europäischen Ländern, von denen keine Daten verfügbar sind, verwendet werden. Flüsse, die ähnliche lokale Umweltfaktoren wie etwa Gefälle oder Wassermenge aufweisen, sollen ähnliche spezifische Investitionskosten aufweisen. Hierzu wurde von jedem Fluss bzw. Flussabschnitt, an dem laut institutseigener Datenbank Schwell- und Laufwasserkraftwerke vorhanden sind, die Länge, das Gefälle und der mittlere jährliche Abfluss erhoben. Weiters wurde die geographische Ähnlichkeit (Fluss im Gebirge, Flachland, etc.) über Google Earth betrachtet. Anhand dieser Charakteristika wurden die Flüsse miteinander verglichen und einem jeden Fluss wurde ein österreichischer Referenzfluss zugewiesen. Sofern ein Fluss mit keinem der österreichischen Flüsse nennenswerte Ähnlichkeiten aufweist, wurde für das Jahr der Inbetriebnahme des betrachteten Kraftwerks auf einen Mittelwert dieses Jahres über alle analysierten Flüsse zurückgegriffen. Mittels der von Eurostat (2017) veröffentlichten Preisniveaus wurden die Investitionskosten noch auf das Preisniveau des betrachteten Landes umgelegt. Die Umrechnung von konstante in laufende Preise erfolgte mit einem Inflationsindex, basierend auf den Inflationswerten für das jeweils betrachtete Land, um so die historischen Anschaffungswerte zu erhalten (siehe Gleichung 2.2). Daten zur Inflation eines Landes wurden meist über die nationalen Statistikämter und über die Statistik-Datenbank der OECD gefunden. Für einige Länder (z.b. die Balkan-Staaten) war es nicht möglich, Daten zur jährlichen Inflation zurück bis 1948 zu finden. Lücken in den Zeitreihen wurden auch hier mit der 2%-Annahme aufgefüllt. In vielen Ländern ist es in der Vergangenheit auch zu trabenden (3 10%) oder galoppierenden Inflationen (10 50%) oder sogar Hyper-Inflationen (>50%) gekommen. Nach Zeiten mit solch hohen Inflationswerten ist eine Währungsreform meist unumgänglich. Es kann angenommen werden, dass der Index nach der (Hyper-)Inflation sich dem Index davor wieder angleicht. Deshalb wurden diese hohen Inflationswerte bereinigt. Es wurde auch hier die Annahme getroffen, dass in diesen Jahren eine jährliche Inflation von 2% aufgetreten ist. Seite 9 von 18

10 3.1 Vergleich der ermittelten Bandbreiten mit Quellen aus der Literatur Um einen Anhaltspunkt für die Korrektheit der ermittelten Bandbreiten für in Österreich errichtete Schwell- und Laufwasserkraftwerke zu bekommen, wurden diese mit Werten aus verschiedenen Literaturquellen verglichen. Vorweg wird darauf hingewiesen, dass nur wenige Quellen verfügbar sind, die sich mit den spezifischen Investitionskosten von Wasserkraftwerken beschäftigen. Dies kann dadurch begründet werden, dass die Investitionskosten von Wasserkraftwerken sehr stark standortbezogen sind und großen Schwankungen unterliegen. Es ist nur schwer möglich, konkrete Angaben zu Investitionskosten von Wasserkraftwerken in der Literatur zu finden. Aufgrund der großen Schwankungen der Investitionskosten sind auch die Bandbreiten der ermittelten spezifischen Investitionskosten sehr groß. Es werden nur die spezifischen Investitionskosten bezogen auf die installierte Leistung miteinander verglichen, da keine Quellen gefunden wurden, die konkrete Angaben zu den spezifischen Investitionskosten bezogen auf das RAV angeben. Die ermittelten Daten, nach Größe der Kraftwerke gegliedert, sind in Tabelle 2 dargestellt, jene aus der Literatur in Tabelle 3. Einige Autoren unterscheiden zwischen günstigen und erschwerten Bedingungen, geben also ebenfalls Bandbreiten an. Tabelle 2: Ermittelte Bandbreiten der spezifischen Investitionskosten bezogen auf die installierte Leistung, bereinigte Daten (Quelle: Eigene Darstellung). Spezifische Investitionskosten [EUR 2015/kW] Klein- und Kleinstkraftwerke (0 9 MW) Mittelgroße Kraftwerke (10 99 MW) Großkraftwerke (>100 MW) Tabelle 3: Daten zu spezifischen Investitionskosten aus der Literatur (Quelle: Eigene Darstellung). Quelle Konstantin (2013) World Bank (2006) Details < 15 MW, günstige Bedingungen < 15 MW, erschwerte Bedingungen MW, günstige Bedingungen MW, erschwerte Bedingungen > 50 MW, günstige Bedingungen > 50 MW, erschwerte Bedingungen MW MW U.S. Department of Energy (2015) 500 MW Aufleger, et al. (2013) 1 10 MW, günstige Bedingungen MW, erschwerte Bedingungen Spezifische Investitionskosten [EUR 2015/kW] Die in der Literatur angegebenen Daten wurden auf ein gemeinsames Basisjahr (2015) und eine gemeinsame Währung (EUR) umgerechnet. Aus Tabelle 2 und Tabelle 3 ist ersichtlich, dass die ermittelten Bandbreiten für Klein- und Kleinstkraftwerke die von Aufleger et al. (2013) angegebenen Daten für den Bau bei günstigen Bedingungen umfassen und jene für den Bau bei ungünstigen Bedingungen nicht beinhalten. Das gleiche gilt auch für die von Konstantin (2013) angegebenen Daten. Die angegebenen Bandbreiten von Aufleger et al. (2013) und Seite 10 von 18

11 Konstantin (2013) sind etwas schmäler und auf einem höheren Niveau als die ermittelten Bandbreiten. Die von World Bank (2006) angegebenen Daten liegen etwas unter der ermittelten Bandbreite für Klein- und Kleinstkraftwerke, was mit großer Wahrscheinlichkeit die hohe Volatilität der Investitionskosten von Wasserkraftwerken widerspiegelt. Die ermittelten Daten für mittelgroße Kraftwerke können nur mit denen von Konstantin (2013) verglichen werden, da keine andere Quelle für diese Kraftwerksgröße spezifische Investitionskosten angibt. Die ermittelten Bandbreiten für diese Kategorie umfassen die Daten aus der Literatur. Das Niveau der Bandbreiten aus der Literatur ist, ähnlich wie bei den Daten für Kleinund Kleinstkraftwerke, höher als jenes der ermittelten Daten. Daten zu Großkraftwerken waren in drei Quellen verfügbar. Die Daten des U.S. Department of Energy (2015) und der World Bank (2006) stimmen nicht mit den ermittelten spezifischen Investitionskosten überein. In der genannten Studie des U.S. Department of Energy (2015) werden die Kosten für Kraftwerke mit einer installierten Leistung von 500 MW angegeben. Verglichen damit hat das Kraftwerk mit der höchsten installierten Leistung, das in die Ermittlung der spezifischen Investitionskosten eingeflossen ist, eine installierte Leistung von 335 MW. Ein möglicher Grund, weshalb die verglichenen Daten nicht miteinander übereinstimmen und die Daten aus der Literatur niedriger sind, könnte die Tatsache sein, dass bei solch großen Kraftwerken, wie in dieser Quelle angegeben, nochmals Kostenvorteile durch die Größe des Kraftwerks erzielt werden können. Weiters wird in der Studie des U.S. Department of Energy (2015) angegeben, dass sich die Kosten auf das günstigste Kraftwerk beziehen, das gebaut werden könnte. Etwas anders sieht der Vergleich aus, wenn die Daten mit Konstantin (2013) verglichen werden. Die obere Grenze der ermittelten Daten liegt in den von Konstantin (2013) angegebenen Bandbreiten, die untere Grenze der ermittelten Daten ist etwas höher. Ebenfalls ersichtlich aus Tabelle 2 ist, dass die Bandbreiten der spezifischen Investitionskosten mit zunehmender installierter Leistung kleiner werden. Weiters fällt auf, dass die obere Grenze der Bandbreite für Großkraftwerke deutlich unter derer für Klein- und Kleinstkraftwerke und für mittelgroße Kraftwerke liegt. Dass Großkraftwerke bezogen auf die spezifischen Investitionskosten meist kostengünstiger als Klein- und Kleinstkraftwerke gebaut werden können, wird in der Literatur gleichermaßen bestätigt (vgl. Konstantin, 2013). Da die Bandbreite der ermittelten spezifischen Investitionskosten bezogen auf die installierte Leistung durch den Vergleich mit anderen Quellen aus der Literatur bestätigt wird, kann davon ausgegangen werden, dass die ermittelten spezifischen Investitionskosten bezogen auf das RAV ebenso aussagekräftig sind. 4 Ergebnisse Auf Basis der in Kapitel 3 vorgestellten Methode wurde für 28 kontinentaleuropäische Länder (ohne Skandinavien, Ukraine, Moldawien, Weißrussland und Russland) der Kapitalstock sowie das in den Bilanzen ausgewiesene Anlagevermögen ermittelt. Die Daten sind in Tabelle 4 dargestellt. Um den Unterschied zwischen den zwei Arten der Ermittlung zu verdeutlichen, wurde die Nutzungsdauer der Anlagen variiert. Bei Betrachtung des Nettokapitalstocks auf Basis von Wiederbeschaffungswerten wurde die tatsächliche technische Lebensdauer verwendet (Annahme: 80 Jahre). Der Restbuchwert zu historischen Anschaffungswerten wurde mit der wirtschaftlichen Nutzungsdauer berechnet (Annahme: 50 Jahre). Am Seite 11 von 18

12 Jahresende 2015 waren in den ausgewählten Volkswirtschaften Anlagegüter mit einem Neuwert von 158,3 Mrd. EUR 2015 für Zwecke der Elektrizitätsproduktion vorhanden. Werden von diesem Neuwert die planmäßigen Abschreibungen über die technische Lebensdauer von 80 Jahren abgezogen, beträgt der Nettokapitalstock 70,6 Mrd. EUR Auf Basis der historischen Anschaffungswerte der Preise, die zum Zeitpunkt der Investition zu bezahlen waren beträgt das Anlagevermögen 57 Mrd. EUR Werden von diesem Anlagevermögen die planmäßigen Abschreibungen über die wirtschaftliche Nutzungsdauer von 50 Jahren abgezogen, beträgt die Summe der Restbuchwerte der Anlagen zu historischen Anschaffungswerten 26,5 Mrd. EUR In Summe verfügen mit Ende 2015 ca Schwellund Laufwasserkraftwerke (Kleinstkraftwerke wurden für jedes Land zu Aggregaten zusammengefasst) über eine installierte Leistung von rund 50 GW. Tabelle 4: Brutto- und Nettokapitalstock zu Wiederbeschaffungswerten und historischen Anschaffungswerten der Schwell- und Laufwasserkraftwerke (Quelle: Eigene Darstellung). Land Brutto-KS (WBW) Netto-KS (WBW) Anlagevermögen (hist. AW) Restbuchwert (hist. AW) Albanien Österreich Bosnien und Herzegowina Belgien Bulgarien Schweiz Tschechien Deutschland Dänemark Estland Griechenland Spanien Frankreich Kroatien Ungarn Italien Litauen Luxemburg Lettland Montenegro Mazedonien Niederlande Polen Portugal Rumänien Serbien Slowenien Slowakei Summe Seite 12 von 18

13 Aus Tabelle 4 ist ersichtlich, dass der bereits abgeschriebene Nettokapitalstock zum Neuwert höher ist als das gesamte Anlagevermögen basierend auf den historischen Anschaffungswerten. Der Modernitätsgrad gibt das Verhältnis von Brutto- zu Nettoanlagevermögen wieder. Diese Kennzahl informiert über den Alterungsprozess des Anlagevermögens. Der Modernitätsgrad des oben dargestellten Kapitalstocks zum Neuwert beziffert sich auf 45%; d.h. 45% des Anlagevermögens sind in dieser Betrachtung bei einer technischen Lebensdauer von 80 Jahren noch nicht durch Verschleiß und Alterung im Wert gemindert. Unter Verwendung von historischen Anschaffungswerten und der betriebswirtschaftlichen Nutzungsdauer von 50 Jahren beträgt der Modernitätsgrad 47%. Der Modernitätsgrad für jedes Land ist in Tabelle 5 dargestellt. Der Modernitätsgrad fiel beispielsweise in Estland (88% bzw. 82%) und Griechenland (87% bzw. 84%) im Vergleich zu Bulgarien (29% bzw. 14%) und Litauen (36% bzw. 15%) um einiges höher aus. Tabelle 5: Modernitätsgrad des Kapitalstocks zu Wiederbeschaffungswerten sowie des Anlagevermögens zu historischen Anschaffungswerten (Quelle: Eigene Darstellung). Land Modernitätsgrad Modernitätsgrad (WBW) (hist. AW) Albanien 58% 51% Österreich 54% 48% Bosnien und Herzegowina 73% 74% Belgien 44% 30% Bulgarien 29% 14% Schweiz 29% 42% Tschechien 44% 16% Deutschland 42% 49% Dänemark 16% 0% Estland 88% 82% Griechenland 87% 84% Spanien 52% 54% Frankreich 39% 28% Kroatien 49% 27% Ungarn 41% 14% Italien 40% 53% Litauen 36% 15% Luxemburg 42% 28% Lettland 44% 12% Montenegro 91% 94% Mazedonien 51% 41% Niederlande 68% 48% Polen 40% 20% Portugal 61% 67% Rumänien 59% 45% Serbien 54% 43% Slowenien 41% 43% Slowakei 64% 57% Aufgrund der (nominellen) Preissteigerungen sind die Unterschiede zwischen historischem Anschaffungswert und Wiederbeschaffungswert bei älteren Kraftwerken am größten. Abbildung 4 zeigt eine Gegenüberstellung der Investitionskosten von Kraftwerken an der Donau in Österreich. Das älteste Laufwasserkraftwerk ist das Kraftwerk Jochenstein mit einem Inbetriebnahmejahr von Dem gegenüber steht das jüngste Kraftwerk Wien Freudenau Seite 13 von 18

14 Wert bezogen auf Wiederbeschaffungskosten Alter des Kraftwerks in Jahren 10. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2017 mit einem Inbetriebnahmejahr von In Abbildung 4 sind die historischen Anschaffungswerte und die Wiederbeschaffungswerte sowie die dazugehörigen Restbuchwerte dargestellt. Die Werte sind auf den Wiederbeschaffungswert (2015) eines jeden Kraftwerks bezogen. Wiederbeschaffungswerte wurden berechnet, indem die recherchierten historischen Anschaffungswerte mit dem österreichischen Inflationsindex auf das Jahr 2015 hochgerechnet worden sind. Aufgrund der (nominellen) Preissteigerungen sind, besonders bei den älteren Kraftwerken wie z.b. Jochenstein oder Ybbs-Persenbeug, die historischen Anschaffungswerte nur ein kleiner Bruchteil des Wiederbeschaffungswertes. Die Kraftwerke Jochenstein, Ybbs-Persenbeug und Aschach sind schon über der betriebswirtschaftlichen Nutzungsdauer, womit sie in diesem Beispiel bei Betrachtung der historischen Anschaffungswerte bereits vollständig abgeschrieben sind und in den Bilanzen der Unternehmen nur mehr mit dem Erinnerungseuro aufscheinen. Über die technische Lebensdauer gesehen, weißen aber auch diese Kraftwerke noch einen Restbuchwert auf. 1 0,8 0,6 0,4 0, Wiederbeschaffungswert Historischer Anschaffungswert Alter Restbuchwert auf Basis Wiederbeschaffungswert Restbuchwert auf Basis historischer Anschaffungswert Abbildung 4: Vergleich der Investitionskosten von Laufwasserkraftwerken an der Donau. Auf der Sekundärachse ist das Alter des jeweiligen Kraftwerks angegeben (Quelle: Eigene Darstellung). 5 Diskussion Der Nettokapitalstock auf Basis von Wiederbeschaffungswerten ist in etwa um einen Faktor 2,75 höher als der Restbuchtwert zu historischen Anschaffungswerten. Bei Betrachtung des Bruttokapitalstocks und des Anlagevermögens ist der Unterschied in etwa gleich hoch. In Betrieben mit einer niedrigen Kapitalumschlagshäufigkeit, einer hohen Kapitalintensität und langlebigen Anlagen wird das Anlagevermögen durch das historische Anschaffungswertprinzip in den Bilanzen der Unternehmen nicht der Realität entsprechend abgebildet. Das tatsächliche Anlagevermögen (Kapitalstock) hat einen viel höheren Wert als das in den Bilanzen ausgewiesene. Weiters entspricht die betriebswirtschaftliche Nutzungsdauer nicht der tatsächlichen technischen Lebensdauer. Deshalb wird der Nettokapitalstock zum Neuwert der Anlagen als geeignetes Mittel zur Ermittlung des Anlagevermögens von EVU angesehen. Durch (nominelle) Preissteigerungen ist es nicht möglich, neue Anlagen durch Verwendung Seite 14 von 18

15 des Teils des Cash Flows, der sich aus Abschreibungen zusammensetzt, zu finanzieren. Die Abschreibungen, die aus der Bewertung mit dem historischen Anschaffungswert resultieren, reichen nicht aus, um die Unternehmenssubstanz langfristig zu erhalten und genügend finanzielle Mittel für Investitionen bereit zu stellen. Der Erhalt der Unternehmenssubstanz kann nur durch Abschreibungen auf Basis von Wiederbeschaffungswerten sichergestellt werden. Wie in Kapitel 2 schon erwähnt, ist es aufgrund der Langlebigkeit und der Kapitalintensität der Anlagen aus ökonomischer Sicht nicht sinnvoll, zwei Systeme ein System basierend auf erneuerbaren Energien und eines basierend auf nicht erneuerbaren Energien und somit mehr als nur einen Kapitalstock gleichzeitig aufzubauen. Dies ist auch mit der Grund, warum sich das Elektrizitätssystem nur langsam hin zu einem System entwickeln kann, dass vorwiegend auf erneuerbaren Energien basiert (Greiner, et al., 2013). Heal (1976) und Jouvet & Schumacher (2012) haben in ihren Arbeiten auch aufgezeigt, dass es nicht optimal ist, erneuerbare und nicht erneuerbare Energien parallel aufzubauen. Nichtsdestotrotz ist in der Energiewirtschaft eine sinnvolle Ergänzung der volatilen erneuerbaren Energien mit thermischen Kraftwerken notwendig, um die schwankende Erzeugung der Erneuerbaren auszugleichen, solange keine ausreichenden Speichertechnologien zur Verfügung stehen (Heal, 2010). Die in Kapitel 3 aufgezeigte Methode ist eine Möglichkeit, um die Investitonskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken zu ermitteln. Ein großer Teil der Investitionskosten bei Schwell- und Laufwasserkraftwerken setzt sich aus den Kosten für die Begleitdämme und die Staumauer zusammen. Diese Kosten hängen stark vom Gefälle sowie der Wassermenge des Flusses ab. Deshalb wird es als zulässig erachtet, u.a. diese zwei Charkteristika des Flusses herauszuheben und für einen Vergleich der Kraftwerke heranzuziehen. Die ermittelten Investitonskosten stellen einen Schätzwert dar, um das tatsächliche Anlagevermögen der EVU ermitteln zu können. Anlagenspezifische Besonderheiten, die beim Bau von Schwell- und Laufwasserkraftwerken auftreten (Bauzeitverlängerung, -verkürzung, günstige Standortbedingungen, etc.), können in einer solchen Schätzung nicht angemessen abgebildet werden. 6 Schlussfolgerungen und Limitationen Es wird darauf hingewiesen, dass die recherchierten historischen Anschaffungswerte meist nur einer einzigen Quelle entstammen und somit der sogenannten single source bias (Walker, 1997) unterliegen. Dies verweist auf eine mögliche Verzerrung der Daten, wenn diese nur aus einer einzigen Quelle entnommen worden sind. Da es sich bei den historischen Anschaffungswerten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken um Daten handelt, die teilweise sehr weit in der Vergangenheit liegen, konnten aber in den meisten Fällen keine zusätzlichen Quellen zur Überprüfung gefunden werden. Durch den Vergleich mit Quellen aus der Literatur wurde versucht, dennoch zu bestätigen, dass die ermittelten Bandbreiten ihre Gültigkeit haben. Zuletzt wird noch die Anzahl an Kraftwerken, von denen Daten zu den historischen Anschaffungswerten verfügbar sind, als Einschränkung erwähnt. Natürlich würde eine größere Anzahl an Daten, auch von Kraftwerken in anderen europäischen Ländern, die ermittelten Investitionskosten insgesamt höherwertiger erscheinen lassen. Aufgrund der sehr raren Verfügbarkeit von Informationen zu historischen Anschaffungswerten, auch weil sehr viele Seite 15 von 18

16 Investitionen sehr weit zurück in der Vergangenheit getätigt worden sind, ist eine breitere Datenbasis nicht möglich. Die Ermittlung des Brutto- und Nettokapitalstocks auf Basis von Wiederbeschaffungswerten sowie die Ermittlung des in den Bilanzen ausgewiesenen Anlagevermögens und der Restbuchwerte liefert relevante Informationen eines Sektors. Einerseits kann das tatsächliche Anlagevermögen der Unternehmen ermittelt werden (Kapitalstock), andererseits gibt es eine Vielzahl von Messzahlen für Produktivitätsanalysen, wie die Kapitalproduktivität, der Kapitalintensität oder dem Modernitätsgrad. Investitionskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken sind aufgrund der anlagespezifischen Besonderheiten und standortabhängigen Kosten schwer zu ermitteln. Eine Möglichkeit für die Ermittlung der nicht standardisierbaren Investitionskosten von Schwell- und Laufwasserkraftwerken wurde in diesem Beitrag aufgezeigt. Weiters wurde der Teil des Anlagevermögens von EVU, der sich aus Schwell- und Laufwasserkraftwerken zusammensetzt, auf Basis von historischen Anschaffungswerten mit der wirtschaftlichen Nutzungsdauer und von Wiederbeschaffungswerten mit der tatsächlichen technischen Lebensdauer miteinander verglichen. Basierend auf dieser Arbeit und jener von Gsodam et al. (2016) als theoretischer Grundlage wird als nächstes der Kapitalstock der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke sowie der standardisierbaren Kraftwerkstechnologien erhoben, um ein vollständiges Bild der kontinentaleuropäischen Elektrizitätswirtschaft zu erhalten. Durch Einbeziehung der Übertragungsnetzbetreiber kann die Betrachtung noch umfangreicher werden, indem auch das Anlagevermögen dieser Unternehmen (Übertragungsnetz sowie Umspannwerke) in die Ermittlung des Kapitalstocks einfließt. Durch verschiedene Szenariorechnungen mit dem institutseigenen Modell der europäischen Elektrizitätswirtschaft ATLANTIS (Stigler et al., 2015) kann der zukünftige Kapitalstock, der durch verschiedene Strategien (Minimierung der CO 2-Emissionen, Elektromobilität, etc.) entsteht, miteinander verglichen und Schlüsse daraus gezogen werden. Literatur Aufleger, M. et al., Stromerzeugung aus Wasserkraft. In: M. Kaltschmitt, W. Streicher & A. Wiese, Hrsg. Erneuerbare Energien, Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. Berlin Heidelberg: Springer Verlag, pp Eurostat, Vergleichende Preisniveaus. [Online] Available at: e.europa.eu/eurostat/web/products-datasets/-/tec00120 [Zugriff am 4 Jänner 2017]. Fichtner, Die Wettbewerbsfähigkeit von großen Laufwasserkraftwerken im liberalisierten deutschen Strommarkt. Endbericht (Langfassung), Stuttgart: s.n. Greiner, A., Grüne, L. & Semller, W., Economic growth and the transition form nonrenewable to renewable energy. Environment and Development Economics, Cambridge University Press (CUP), p. 34. Seite 16 von 18

17 Gsodam, P., Feichtinger, G. & Stigler, H., Ansätze zur Ermittlung des Kapitalstocks der europäischen Elektrizitätswirtschaft. In: 14. Symposium Energieinnovation: Energie für unser Europa. Graz: TU Graz Press, pp Heal, G., The relationship between price and extraction cost for a resource with a backstop technology. Bell Journal of Economics 7 (2), pp Heal, G., Reflections the economics of renewable energy in the United States. Review of Environmental Economics and Policy 4 (1), p Heno, R., Jahresabschluss nach Handelsrecht, Steuerrecht und international Standards (IFRS). 7. Auflage. Berlin Heidelberg: Springer-Verlag. Jouvet, P.-A. & Schumacher, I., Learning-by-doing and the costs of a backstop for energy transiton and sustainability. Ecological Economics, pp Konstantin, P., Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und - beschaffung im liberalisierten Markt. 3. Auflage. Berlin Heidelberg: Springer-Verlag. Marchetti, C., Primary Enery Substitution Models: On the Interaction between Energy and Society. Technological forecasting and social change 10, pp ÖZE, Jahrgang 1 bis 46. Wien: Springer. Rais, G. & Sollberger, P., Nichtfinanzieller Kapitalstock - Methodenbericht. Arbeitsdokument, Neuchâtel: Bundesamt für Statistik BFS. Samuelson, P. A. & Nordhaus, W. D., Volkswirtschaftslehre. Das internationale Standardwerk der Makro- und Mikroökonomie. 4. aktualisierte Auflage. München: mi- Wirtschaftsbuch, FinanzBuch Verlag GmbH. Schmidt, F., Die organische Bilanz im Rahmen der Wirtschaft. Leipzig: s.n. Schüppel, A., Wertigkeit von Windkraft, Photovoltaik und Spitzenlastkraftwerken als Teil des gesamten Elektrizitätssystems. Technische Universität Graz: Dissertation. Statistik Austria, 2016a. Kleinhandelspreisindex (Basis: März 1938). [Online] Available at: itriehen_und_verkettungen/ html [Zugriff am 18 August 2016]. Statistik Austria, 2016b. Baupreisindex. [Online] Available at: en/baupreisindex/index.html [Zugriff am 24 August 2016]. Statistisches Bundesamt Deutschland, Gesamtwirtschaft & Umwelt - Vermögensrechnung - Kumulationsmethode. [Online] Available at: ng/glossar/kummulationsmethode.html [Zugriff am 13 Jänner 2017]. Seite 17 von 18