2.5 Portfoliomanagement in der Stromerzeugung

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1 2.5 Portfoliomanagement in der Stromerzeugung Neben den Kraftwerken als zentraler Ressource hat ein Stromerzeugungsunternehmen weitere Vermögenswerte. Dazu zählen insbesondere Stromlieferverträge Brennstoffbezugsverträge CO 2 -Emissionsberechtigungen All diese Vermögenswerte können als Teil eines Portfolios verstanden werden Ziel des Portfoliomanagements ist es, den Wert des Gesamtportfolios zu maximieren und die mit dem Portfolio verbundenen Risiken zu begrenzen. 71 Grundprinzipien des Portfoliomanagements (I) Das Gesamt-Portfolio wird üblicherweise in Teilportfolios nach Abstand zur Fälligkeit oder nach Geschäftsjahren zerlegt. Zum Beispiel: Kurzfrist-Portfolio: nächster Handelstag bis Ende der laufenden Woche Mittelfrist-Portfolio: bis Ende des laufenden Monats bis Ende des nächsten Kalenderjahres Langfrist-Portfolio: Spätere Fälligkeit Oder: Spotmarkt-Portfolio (bis Ende des laufenden Monats) vs. Terminmarkt-Portfolio 72

2 Grundprinzipien des Portfoliomanagements (II) Kraftwerk stellt eine natürliche Long-Position (Besitz des Gutes) für Strom dar. Kraftwerk umfasst zugleich eine natürliche Short-Position (Bedarfsposition) für den entsprechenden Brennstoff. Präziser: Kraftwerk stellt Option zum Umwandeln von Brennstoff in Strom dar. Kraftwerkseinsatz orientiert sich an erwarteten Preisen Stündliche Preise sind relevant. Modell erforderlich, um aus Future-/Forward-Preisen sogenannte Hourly Price Forward Curve zu konstruieren. Für fortgeschrittenes Portfoliomanagement können Konzepte der Optionstheorie aus der Finanzwirtschaft herangezogen werden (vgl. Vorlesung Energiemärkte und Energiehandel). v. a. interessant für Mittel- und Spitzenlastkraftwerke Erwartete stündliche Preise: Konstruktion einer Hourly Price Forward Curve Ausgangslage: Am Terminmarkt werden i. d. R. nur Kontrakte für Monatsprodukte Base und Peak bzw. noch weniger zeitlich aufgelöste Produkte gehandelt Für den Kraftwerkseinsatz sind aber die stündlichen Preise relevant Aus dem Kraftwerkseinsatz ergeben sich auch die benötigten Brennstoffmengen Aus den verfügbaren Base- und Peak-Notierungen sind stündliche Preise zu konstruieren, Sogenannte Hourly Price Forward Curve 74

3 2.5.2 Konstruktion einer Hourly Price Forward Curve: Mögliche Methoden Verwendete Daten: Historische Spotmarktpreise Aktuelle Future-/Forward-Preise für zukünftige Perioden Verwendete Methoden: 1. ökonometrische Modelle oder 2. Typtag-Verfahren Mit diesen Methoden werden stündliche Preisprofile aus den historischen Spotmarktpreisen ermittelt Anschließend erfolgt eine Kalibrierung auf die aktuellen Future- /Forward-Preise 75 Beispiel Typtag-Verfahren: Hourly Forward Prices für August 2005 Unterschiedene Typtage: Montage Dienstag bis Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Für jeden dieser Typtage liegen Beobachtungen aus den Jahren 2000 bis 2004 vor Durch Mittelwertbildung erhält man erwarteten Preisverlauf an Montagen im August

4 Beispiel historische Stundenpreisprofile EUR/MWh Montag, 11. Februar 2002 Montag, 10. Februar 2003 Montag, 9. Februar 2004 Montag, 14. Februar 2005 Montag, 13. Februar 2006 Montag, 12. Februar Stunde 77 Beispiel mittlere Stundenpreisprofile: Montage im August EUR/MWh Mittelwert 2. Montage im Februar Mittelwert alle Montage im Februar Stunde 78

5 Beispiel mittlere Preise und Forward-Notierungen August 2005 Mittlere Preise (Historisch) Base Peak Anzahl Tage August 2005 Sonntag 15,17 17,49 4 Montag 25,92 34,21 5 Dienstag - Donnerstag 27,43 35,23 14 Freitag 24,68 30,49 4 Samstag 18,90 22,11 4 Insgesamt 24,15 34,18 31 Base Peak Off-Peak Forward-Notierungen ,22 52,20 31,57 (berechnet) Anzahl Stunden Kalibrierungskonstante 1,62 1,53 1,73 79 Hourly Price Forward Curve Montage im Februar EUR/MWh HPFC (nur Montage) Mittelwert alle Montage im Februar Stunde 80

6 Typtagverfahren für Hourly Price Forward Curve Wichtige Aspekte (I) Wahl der typischen Tage wesentlich Rosenmontag: separater Typtag? z. B. 15. August: separater Typtag, da Feiertag in Frankreich und Italien? oder Woche zwischen Weihnachten und Neujahr: verschieden von Anfang Dezember und wie verschieden? Höhere Gewichtung der näher zurückliegenden Vergangenheit? Begründung: weniger strukturelle Unterschiede als bei weiter zurückliegenden Preisprofilen Kalibrierung mit Peak- und Off-Peak-Faktoren führt u. U. zu unplausiblen Übergängen an Grenze Peak-/Off-Peak ggf. kompliziertere Kalibrierungsschemata vorteilhaft 81 Typtagverfahren für Hourly Price Forward Curve Wichtige Aspekte (II) Schwankungen um mittleren Preis bleiben unberücksichtigt Einsatz (und Wert) von Kraftwerken mit hohen variablen Kosten wird unterschätzt Einsatz von Kraftwerken mit niedrigen variablen Kosten wird überschätzt Stochastische Preissimulation vorteilhafter Fundamentale Änderungen auf Angebots- oder Nachfrageseite können kaum abgebildet werden z. B. Einführung eines CO 2 -Zertifikatehandels: Überproportionale Verteuerung der Stunden, in denen Braun- bzw. Steinkohle Grenzkraftwerke stellen 82

7 Nutzung der Hourly Price Forward Curve: Bestimmung der Brennstoffmengen (I) Beispiel 1: GuD-Kraftwerk Annahmen: variable Kosten 38 /MWh, max. Leistung 800 MW, Wirkungsgrad 50 %: Optimaler Kraftwerkseinsatz: 80 Betrieb von 7:00 bis 23:59 70 Gasbedarf: MW / 0,5 * 17 h 50 = MWh 40 pro Montag im August Erwirtschaftbarer Deckungsbeitrag (ohne Anfahrkosten): 10 0 schraffierte Fläche, d. h. Stunde 434 /MW/Tag EUR/MWh HPFC (nur Montage) Grenzkosten GuD-Anlage Nutzung der Hourly Price Forward Curve: Bestimmung der Brennstoffmengen (II) Beispiel 2: Steinkohle-Kraftwerk Annahmen: var. Kosten 31 /MWh, max. Leistung 800 MW, min. L. 350 MW Wirkungsgrad: 40% bei Volllast 35% bei Teillast Optimaler Kraftwerkseinsatz ohne zusätzliche Restriktionen: 80 Betrieb von 6:00 bis 02: Wenn Mindest-Stillstandsdauer 8 h oder hohe Anfahrkosten: 50 u. U. kontinuierlicher Betrieb Kohlebedarf: 800 MW / 0,4 * 21 h 20 HPFC (nur Montage) Grenzkosten SK +350 MW / 0,35 * 3 h 10 = MWh Kohlebedarf Stunde pro Montag im Februar EUR/MWh 84

8 2.5.3 Handelsstrategien beim Portfoliomanagement Prinzipielle Strategien für Handelsteilnehmer gilt für reine Händler, Stromerzeuger, Vertriebsunternehmen und integrierte Unternehmen Hedging: Absicherung von bereits bestehenden Preisrisiken, insbesondere aus Spotgeschäften durch entsprechende Finanzinstrumente Spekulation: Eingehen von offenen Positionen in der Erwartung, dass Preise sich in eine bestimmte Richtung bewegen. Arbitrage: Ausnutzen von Preisdifferenzen auf unterschiedlichen Märkten, um risikolose Gewinne zu erzielen. 85 Handelsstrategie für ein Kraftwerksportfolio Da Erzeugungsunternehmen physische Assets haben, die zu erheblichen Teilen sunk costs darstellen, wird ihre Handelsstrategie primär auf Hedging (Absicherung von Preisrisiken) ausgerichtet sein Wenn Eigenhandel (spekulativer Handel) durchgeführt wird, sollte dieser in separaten Büchern geführt werden Aber begrenzte Liquidität des Terminmarktes stellt Problem beim Hedgen größerer Kraftwerksleistungen dar Wird zu früh abverkauft, d. h. der Erlös durch Termingeschäfte abgesichert, dann kann dies nur durch Preiszugeständnisse erfolgen. Wird die offene Position später geschlossen, bleibt das Preisrisiko länger bestehen. Optimale Handelsstrategie für die Vermarktung von Kraftwerkskapazitäten abhängig von Marktliquidität und von Risikopräferenzen des Unternehmens. 86

9 Handelsvolumen an der EEX: Jahresfutures in Abhängigkeit von der Fälligkeit Base 2008 Base 2009 Base 2010 Base 2011 Base Jan 07 Feb 07 Mrz 07 Apr 07 Mai 07 Jun 07 Jul 07 Aug 07 Sep Kapitel 2: Management der Stromerzeugung 2.1 Grundüberlegungen 2.2 Kraftwerke als zentrale Ressource 2.3 Kraftwerkseinsatzplanung 2.4 Beschaffungs- und Absatzmärkte 2.5 Portfoliomanagement in der Stromerzeugung 2.6 Kraftwerksinvestitionen 2.7 Auswirkungen verstärkter Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien 89

10 2.6 Kraftwerksinvestitionen Grundüberlegungen Kraftwerksinvestitionen aus gesamtwirtschaftlicher Sicht Kraftwerksinvestitionen aus einzelwirtschaftlicher Sicht Grundüberlegungen (I) Investition erfolgt aus einzelwirtschaftlicher Sicht wenn Strom- und Brennstoff- (und sonstige) Preise eine Rendite auf das eingesetzte Kapital erlauben, die über die Verzinsungsanforderungen der Kapitalgeber hinausgeht. Investition erfolgt aus gesamtwirtschaftlicher Sicht Allgemein: wenn Grenznutzen der Investition größer (oder gleich) ist als Nutzen alternativer Kapitalverwendungsmöglichkeiten Wird Preiselastizität der Nachfrage vernachlässigt: wenn Strombedarf nicht durch vorhandene Kraftwerke gedeckt werden kann (oder wenn Vollkosten des neuen Kraftwerks geringer als Grenzkosten vorhandene Kraftwerke) Preise werden nicht als gegeben betrachtet, sondern ergeben sich im (partiellen) Gleichgewicht aus Angebot und Nachfrage Langfristige Betrachtung einfacher: Vernachlässigung existierender Kraftwerke 91

11 Grundüberlegungen (II) Strom ist ein homogenes Gut wenn es am gleichen Ort und zur gleichen Zeit bereitgestellt wird einheitlicher Preis am Markt Strom ist nicht speicherbar Preis differenziert nach Zeitpunkt (und ggf. nach Ort, vgl. Nordpool) Zu jedem Zeitpunkt muss ausreichend Kraftwerkskapazität vorhanden sein Kraftwerke werden entsprechend ihrer Position in der Merit-Order eingesetzt (vgl. Kraftwerkseinsatzplanung) Unterschiedliche Kraftwerke haben unterschiedliche Auslastungsdauer Verwendung der Dauerlinie der Last zur Bestimmung der Auslastungsdauer Kombination der Dauerlinie mit Kraftwerkskostenkurve zur Bestimmung des langfristig optimalen Kraftwerksparks Ansatz des Peak-Load-Pricing KW-Investitionen aus gesamtwirschaftlicher Sicht Peak-Load-Pricing Wörtlich: Spitzenlast-Bepreisung Konzept bereits im regulierten Markt seit den 1960er entwickelt, relevante Veröffentlichungen z. B. Boiteux (1960), Brown, Johnson (1969), Visscher (1973), Chao (1983) Betrachtet langfristiges Gleichgewicht für Produktion nicht-speicherbarer Güter (auch Dienstleistungen) mit zeitvariabler Nachfrage Preise, installierte Kapazitäten (und produzierte Mengen) im Gleichgewicht Auch anwendbar für Telekommunikations-Bandbreiten, Flugbuchungen, Hotelbuchungen V. a. im Energiebereich: Produktionstechnologien mit unterschiedlicher Kapitalintensität Einfache Version graphisch darstellbar Allgemein als (stochastisches) lineares Optimierungsproblem formulierbar 93

12 Peak-Load-Pricing: Vorgehen für graphische Lösung 1. Ermittlung der Last-Dauerlinie: geordnete Lastkurve Bestimmung der Ausnutzungsdauer unterschiedlicher Leistungen 2. Bestimmung Kostenkurven: Kosten als Funktion der Ausnutzungsdauer Technologiespezifische Kosten bezogen auf installierte Leistung in Abhängigkeit von der Ausnutzungsdauer 3. Identifikation der effizienten Technologien nach Lastbereichen Unter Verwendung der Kostenkurven 4. Ermittlung der optimalen installierten Leistungen 5. Bestimmung der resultierenden Preise 94 Schritt 1: Stromnachfrage - Dauerlinie Die Stromnachfrage lässt sich auf zwei Arten graphisch darstellen: kw ungeordnet kw geordnet Verbrauchte Menge eines Tages Verbrauchte Menge eines Jahres 24h t 8760h t 95

13 Stromnachfrage 1. ungeordnet = Lastkurve Darstellung der von den Kunden beanspruchten Versorgungskapazität (Leistung) in Abhängigkeit des kontinuierlichen zeitlichen Fortschreitens (i.d.r. über einen Tag) Liefert Informationen über: Verlauf der Kapazitätsbelastung Nachfrageentwicklung in bestimmten Zeitintervallen (=Δt) Bezogene Strommenge in kwh (Fläche unter der Kurve) Problem: Lastkurven informieren nur über bestimmte Lasthöhen (z.b. Zeitpunkt der Spitzenlast oder Lasttäler), nicht dagegen über die Dauer der Belastung des Versorgungssystems oder einzelner Kapazitätseinheiten. 96 Stromnachfrage 2. geordnet = Dauerlinie Darstellung der von den Kunden beanspruchten Versorgungskapazität (Leistung) in Abhängigkeit von der Dauer ihrer Inanspruchnahme (i.d.r. ein Jahr) Liefert Informationen über: Dauer des Auftretens einer bestimmten Last (= Intervall 0,t) Bezogene Strommenge in kwh (= Fläche unter der Kurve) Graphische Analyse verdeutlicht: Nachfragespitzen nur selten Leerkapazitäten Folge: EVU haben ein Interesse an einer Abflachung der Kurven - Geringere Kapazitäten und bessere Auslastung - Kostensenkung durch Auslastungsdegressionen hier nicht weiter betrachtet 97

14 Schritt 2: Kostenkurven - Kosten als Funktion der jährlichen Ausnutzungsdauer Kosten pro installierte Leistung und Jahr [ /kw/a] Steigung: variable Kosten pro Betriebsstunde und installierte Leistung d. h. vor allem Brennstoffkosten jährliche Fixkosten* * bei Investitionskosten: Annuität [h/a] Ausnutzungsdauer 98 Kostenkurven unterschiedlicher Technologien Kosten pro installierte Leistung und Jahr [ /kw/a] I II III I II III Kostenkurve Technologie I (z.b. Gasturbine): geringe Kapitalkosten, hohe Brennstoffkosten Kostenkurve Technologie II (z.b. Steinkohle-KW): mittlere Kapitalkosten, mittl. Brennstoffkosten Kostenkurve Technologie III (z.b. KKW): hohe Kapitalkosten, geringe Brennstoffkosten [h/a] Ausnutzungsdauer 99

15 Kostenkurven und Durchschnittskostenkurven Durchschnittskosten Die Durchschnittskostenkurve ergibt sich aus der Division der Kostenkurve durch die Ausnutzungsdauer. Schnittpunkte zwischen Kurven unterschiedlicher Technologien in beiden Fällen bei gleicher Ausnutzungsdauer. Break-even Kosten Wechsel der effizienten Technologie Ausnutzungsdauer 100 Schritt 3: Ermittlung effiziente Technologien durch Vergleich Kostenkurven unterschiedlicher Technologien Kosten pro installierte Leistung und Jahr [ /kw/a] I II III Effizienzlinie Die Schnittpunkte der Kostenfunktionen grenzen Bereiche effizienter Technologien voneinander ab: T > x 2 : Technologie III effizient (Grundlast) x 1 < T < x 2 : Technologie II effizient (Mittellast) T < x 1 : Technologie I effizient (Spitzenlast) x 1 x 2 [h/a] Ausnutzungsdauer T 101

16 Schritt 4: Ermittlung der optimalen Kraftwerkskapazitäten Leistung I II III Kosten I Dauerlinie 8760hAusnutzungs- dauer II III Verknüpfung von Dauerlinie und Kostenkurven Durch Übertragung der Schnittpunkte der Kostenkurven kann man optimale Kapazitäten in der Dauerlinie ablesen Kostenkurven Hier nach links rausgezeichnet x 1 x 2 Ausnutzungsdauer 102 Kurzfristiger Kraftwerkseinsatz Anhaltspunkte für die kurz- und langfristige Kapazitätsplanung 1. Vergleich von variablen Kosten und Lastkurven sagt, in welcher Reihenfolge Kraftwerke zu- bzw. abzuschalten sind, um kostenminimal auf Veränderungen der Nachfrage zu reagieren Lastkurvenverlauf gemäß der Merit Order 2. Vergleich (übereinanderlegen) von Kostenschaubild und Dauerlinie sagt, wieviel an Grund-, Mittel- und Spitzenlastkapazität benötigt wird. Dies lässt sich einfach an der Y-Achse der Dauerlinie ablesen. Beachte: Notwendigkeit einer Reservevorhaltung für alle Lastbereiche wegen Ungewissheiten in der Verfügbarkeit der Anlagen. 103

17 Schritt 5: Ermittlung der Preise im Gleichgewicht Grundprinzipien: Solange die Kapazitäten nicht knapp sind, bilden sich die Preise auf Basis der kurzfristigen Grenzkosten Denn jeder Anbieter ist bereit, sein vorhandenes Kraftwerk zu kurzfristigen Grenzkosten anzubieten, um die Auslastung zu erhöhen Preis entspricht bei jeder Benutzungsdauer der Steigung der effizienten Kostenkurve Wenn die Kapazitäten knapp sind (d. h. zum Zeitpunkt der Spitzenlast), bieten die Anbieter auf Basis langfristiger Grenzkosten an Für die Spitzenlast ist die wenig kapitalintensive Technologie I die günstigste Alternative Die Preise steigen in der Spitzenlastperiode, so dass Deckungsbeitrag für Technologie I erwirtschaftet wird 104 Ermittlung der Preise im Gleichgewicht - graphisch Kosten pro inst. Leistung und Jahr Preis Deckungsbeitrag für Technologie I x 1 x 2 I II III Kostenkurven h/a Grenzkosten = Preis Ableitung der Effizienzlinie der Kostenkurven liefert Preis Im Spitzenlastzeitsegment langfristige Grenzkosten statt kurzfristige Erforderlicher Deckungsbeitrag für Tech. I wird erwirtschaftet Ausnutzungsdauer Ausnutzungsdauer 105

18 Ermittlung der Preise im Gleichgewicht - Anmerkungen Für den Deckungsbeitrag ist die schraffierte Fläche entscheidend: Je schmaler (kürzer) das Spitzenlastsegment, desto höher ist der Preis in diesem Zeitsegment und umgekehrt Wenn Technologie I die erforderlichen Deckungsbeiträge erwirtschaftet, dann gilt dies ebenso für die übrigen Technologien Diese erwirtschaften die (höheren) erforderlichen Deckungsbeiträge im Spitzenlastsegment und in allen Zeitsegmenten, in denen Preise über Grenzkosten der betrachteten Technologie liegen Im Gleichgewicht erwirtschaften alle Technologien übers Jahr betrachtet genau ihre langfristigen Grenzkosten (einschl. angemessener Kapitalverzinsung) 106 Formales Modell des Peak-Load-Pricing Analog zu Problem der Kraftwerkseinsatzplanung Wenn Last gegeben, ist gesellschaftliches Wohlfahrtsmaximierungsproblem äquivalent zu Kostenminimierung Aber Produktionskapazitäten jetzt nicht gegeben, sondern auch Entscheidungsvariablen Zielfunktion Minimierung der Summe aus variablen und fixen Kosten für alle Zeitsegmente des Betrachtungszeitraums Nebenbedingungen Lastdeckung Kapazitätsrestriktionen (Maximalleistungen) Übrige Nebenbedingungen hier weggelassen, Betrachteter Planungszeitraum (Index t) 1 Jahr repräsentiert durch N Segmente der Dauerlinie (z. B. Stunden) 107

19 Zielfunktion Minimiere die gesamten Kosten der Nachfragedeckung! ( VarKosti Pr odt i ) + ( FixKosti Kapi ) Min! SumKost =, t i i SumKost VarKost i = Gesamte über den Planungs-Zeitraum anfallende Kosten = Variable, produktionsabhängige Kosten für das Kraftwerk i [ /MWh] Prod, t i = im Zeitschritt t mit Kraftwerk i produzierte Menge [MWh] FixKost i Kap i = Fixkosten für Kraftwerk i, insbesondere Annuität der Investitionskosten [ /MW] = Kapazität für Kraftwerk i [MW] 108 Nebenbedingungen 1. Lastdeckung Zu jedem Zeitpunkt muss die erzeugte Menge Strom mindestens gleich der nachgefragten Menge (Last) sein. Dabei wird die Last als preisunabhängig angenommen. Prodt, i i NACHF t NACHF t = die nachfragte Menge Strom zum Zeitschritt t [MWh] 109

20 Nebenbedingungen 2. Kapazität (Maximalleistung) der Kraftwerke Die Kraftwerke können zu keinem Zeitpunkt ihre Maximalleistung überschreiten. Prod t, i Kap i 110 Struktur des Optimierungsproblems Das Optimierungsproblem kann in die Form gebracht werden: Min! c x T A x b D. h. es handelt sich um ein lineares Optimierungsproblem. Es kann mit Standardverfahren, insbesondere dem sogenannten Simplex-Algorithmus effizient gelöst werden. Dabei umfasst der Variablenvektor x die Produktionsmengen Prod t, i und die Kapazitäten Kap i, Der Kostenvektor c umfasst die Koeffizienten VarKost i und FixKost i 111

21 Lösung des Optimierungsproblems Das Optimierungsproblem, so wie es formuliert wurde, liefert als Lösung (Vektor x) die optimalen Produktionsmengen und Kapazitäten Dies ist die sogenannte primale Lösung des Problems Zusätzlich wird die sogenannte duale Lösung des Problems ermittelt, d. h. die Lösung des Problems Max! A T b T p p c Die Lösung dieses Problems sind die sogenannten Schattenpreise p Der Schattenpreis der Nachfragerestriktion (1. Nebenbedingung) entspricht genau den Grenzkosten der Strombereitstellung und damit dem gesuchten Strompreis Es zeigt sich: Nur im Spitzenlastzeitsegment liegt der Strompreis über den variablen Kosten der letzten produzierenden Einheit 112 Vereinfachungen im Modell 1. Punktmodell d. h. Netzrestriktionen innerhalb Deutschlands oder Import- /Exportbeziehungen in Europa werden nicht abgebildet 2. Vernachlässigung Restriktionen im Kraftwerks- und Systembetrieb z. B. Mindestbetriebszeiten, Anfahrkosten auch Regelenergie 3. Statisches Modell, d. h. Betrachtung nur einer Periode Vorhandene Kraftwerkskapazitäten bleiben unberücksichtigt Dynamik der (Brennstoff-)preisentwicklung nicht berücksichtigt Dynamik der technischen Entwicklung nicht berücksichtigt 4. Keine Unsicherheiten, z. B. bei Brennstoff- oder CO 2 -Preisen Penny-Switching, bei minimalen Preisunterschieden wird voll auf eine Technologie, insbesondere im Grundlastbereich gesetzt Risikominderung durch Diversifikation fließt nicht in Entscheidung ein 1. bis 3. durch Modellerweiterungen behebbar, 4. erfordert andere Methodik 113

22 Modell und Realität I - Preisdauerlinien 600 [ /MWh] Preis Modellierte Preisdauerlinie langfristiges Gleichgewicht Beobachtete Preisdauerlinien [h] Reihe6 Zeit 114 Modell und Realität II kumulierte Preisdauerlinien / Kostenkurven 300 [ /kw/a] Kosten pro inst. Leistung und Jahr Modellierte Preisdauerlinie langfristiges Gleichgewicht Beobachtete langfristige Preisdauerlinien Gesamtkosten [h] Zeit 115

23 500 [ /kw/a] 450 Modell und Realität III kumulierte Preisdauerlinien / Kostenkurven 2005 / 2006 Kosten pro inst. Leistung und Jahr Modellierte Preisdauerlinie langfristige langfristiges Gleichgewicht Gesamtkosten mit Preisen 7/05-6/06 Beobachtete Preisdauerlinien Zeit [h] Berechnung ohne kostenfrei zugeteilte Zertifikate 116 Modell und Realität - Fazit Die beobachteten Preise haben ähnliche Dauerlinien wie theoretisch erwartet Aber reale Preisverläufe sind glatter Vielfalt realer Produktionstechnologien und stochastischer Einflüsse (Kraftwerksausfälle, Last- und Windschwankungen ) In den Jahren bis 2004 lagen die kumulierten Preise durchweg unter den Kostenkurven für die effizienten Neutechnologien Investitionen waren nicht rentabel Reale Kraftwerksparks sind immer durch bestehende Anlagen charakterisiert Investitionen werden aber in Richtung des langfristigen Optimums / Gleichgewichts erfolgen Preisgefüge wird durch Grenzanbieter, d. h. Investitionen bestimmt Daher auch einfaches Modell durchaus geeignet um wesentliche Aspekte der Kraftwerksinvestitionen und langfristigen Preisbildung abzubilden 117

24 2.6.3 Kraftwerksinvestitionen aus einzelwirtschaftlicher Sicht Investitionsentscheidung und -planung erfolgt nach ähnlichen Grundsätzen wie in anderen Sektoren. Investition wird getätigt, wenn zumindest eine ebenso hohe Verzinsung wie bei vergleichbaren Kapitalanlagen erzielt wird. Nutzung spezifischer Ressourcen der Unternehmung, z.b. vorhandene Gelände eigene Rohstoffe (Bsp. Braunkohle) oder Beschaffung zu wettbewerbsfähigen Preisen Abschätzung ( Prognose ) der zukünftig zu erwartenden Preise wesentlich Aus vorangegangenen Überlegungen lassen sich konsistente Preisszenarien für Brennstoff-, CO 2 - und Strompreise ableiten. 118 Prinzipielles Vorgehen: Fundierung unternehmerische Investitionsentscheidungen für Kraftwerke Szenarien für Primärenergiepreise, CO 2 -Restriktionen Modell: Preise, Kapazitäten und Produktion auf dem Strommarkt Szenarien für Strompreise Verfahren der Investitionsbewertung (z. B. Kapitalwertmethode) Investitionsalternativen Unternehmens- Standort- Technologie- Spezifische Faktoren Vorteilhaftigkeit der Alternativen 119

25 Bewertung von Kraftwerksinvestitionen aus unternehmerischer Sicht Neben der Rentabilität der Einzelinvestition ist auch der Effekt für das Gesamtportfolio zu berücksichtigen Betrifft vor allem Veränderung des Risikoprofils z. B. gegenüber Gaspreisänderungen, CO 2 -Preis-Änderungen Angepasste Methoden der Portfolioanalyse erforderlich 120