ATLANTIS Szenariomodell für die Entwicklung der europäischen Elektrizitätswirtschaft bis 2030

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1 ATLANTIS Szenariomodell für die Entwicklung der europäischen Elektrizitätswirtschaft bis 23 Christoph Gutschi 1, Christoph Huber 1, Wilhelm Süßenbacher 1 *, Alexander Jagl 1 *, Udo Bachhiesl 1, Heinz Stigler 1 (1) Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation, Technische Universität Graz Keywords: Elektrizitätsmarkt, Süd-Ost-Europa, Elektrizitätsunternehmen, Übertragungsnetz, Bilanz, Gewinnund Verlustrechnung, CO 2 -Emissionen 1 Einleitung Die europäische Elektrizitätswirtschaft befindet sich derzeit aufgrund mehrer Einflussfaktoren in einer tiefgreifenden Umbruchsphase. Die Preise für fossile Energieträger erreichten im letzten Jahr einen historischen Höchststand und die weitere Entwicklung ist nur schwer prognostizierbar. Die Umsetzung der Klimaziele und die damit einhergehende Behandlung von Emissionsrechten sind mit Unsicherheit verbunden. Weiters herrscht nach den vergangenen Jahren, die vom Abbau der Überkapazitäten geprägt waren, heute wieder ein Bedarf Kraftwerks- und Leitungsbauprojekte zu realisieren und der Aufholbedarf der Märkte Osteuropas bietet neue Chancen auch für westeuropäische Elektrizitätsunternehmen. Zusätzliche Herausforderungen stellen die hohe Energieimportabhängigkeit vieler europäischer Länder dar, als auch die derzeit herrschende Unsicherheit auf den Finanzmärkten, welche kapitalintensive Investitionen in Infrastrukturprojekte erschwert. Viele verschiedene politische, ökonomische und technische Rahmendingungen beeinflussen die Entscheidungsfindung in der heutigen Elektrizitätswirtschaft und werfen neue Fragen auf. In Folge des Strukturbruchs durch die Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes können diese nicht mehr mit der Erfahrung und den Erkenntnissen der alten Elektrizitätswirtschaft beantwortet werden. Dies war die Motivation für die Entwicklung des hier vorgestellten Szenariomodells der europäischen Elektrizitätswirtschaft. Mittels verschiedener Szenarien sollen die Auswirkungen von strategischen Entscheidungen unter Berücksichtigung der herrschenden Rahmenbedingungen abschätzbar gemacht werden. In der vorliegenden Arbeit wird der Funktionsumfang des Modells anhand einer Analyse der Elektrizitätswirtschaft in Süd-Ost-Europa demonstriert. Insbesondere wird darauf eingegangen, wie sich die Wettbewerbsfähigkeit der Stromerzeugungsunternehmen bis zum Jahr 23 entwickeln wird und zu welchen Kosten die Unternehmen ihren Kunden elektrische Energie bereitstellen werden können. Weiters soll untersucht werden, welche Auswirkungen die zu erwartenden hohen Investitionen auf die Kostenstruktur sowie die Bilanzierung der Unternehmen haben. Abschließend werden die Effekte des Emissionszertifikate- Handels auf die Stromerzeugung in unterschiedlichen Ländern der Region analysiert. 1 Inffeldgasse 18, 81 Graz, Österreich; Tel. +43 (316) , Fax +43 (316) , christoph.gutschi@tugraz.at, Web (* Jungautor) Seite 1 von 19

2 2 Das Szenariomodell ATLANTIS 2.1 Aufbau und Funktionsweise des Modells Das Szenarienmodell Atlantis bildet die Elektrizitätswirtschaft mit ihren grundlegenden Gegebenheiten und Systemzusammenhängen ab. Wesentliche Elemente sind das 4/22-kV- Übertragungsnetz, die Erzeugungseinheiten und der Bedarf der Endkunden auf der realwirtschaftlichen Seite, sowie die Unternehmen mit ihren Bilanzen und Gewinn- und Verlustrechnungen auf der nominalwirtschaftlichen Seite. Mittels detaillierter Untersuchungen wurden alle modellrelevanten Informationen erhoben und in eine Datenbank integriert. Diese stellt das zentrale Element des Modells dar und dient sowohl der Verwaltung der Informationen als auch der Rechenergebnisse. Mit Hilfe eines Szenario-Managers können zu untersuchende Marktgebiete und einzelne Szenarien definiert werden. Einflussparameter wie Brennstoffpreise und deren Entwicklung, Verbrauchszuwachsraten oder auch die Sinnhaftigkeit von Kraftwerks- und Leitungsausbauprojekte und deren kurz-, mittel- und langfristige Auswirkung auf Elektrizitätsunternehmen können so detailliert untersucht werden. Datenbank Kraftwerke, Netz, Lastgang, Unternehmen, Startbilanzen, Brennstoffe, Systemdienstleistungen, Marktgebiete, monatliches RAV Wasserkraft, Verfügbarkeiten, Wartungszeitpunkte, Szenariendefinition Brennstoffpreise und Brennstoffpreisentwicklung, Verbrauchsentwicklung, Inflation, Wirtschaftswachstum, Arbeitskostenindex, Zinssätze, Emissionszertifikatszuteilungen, Kraftwerks- und Leitungsbauprojekte, Revitalisierungen, Stromimporte und Stromexporte, Leistungsdeckungsrechnung für den Jahreshöchstlastfall (falls erforderlich: Ersatz alter Kapazitäten und optimierter Kraftwerkszubau) Monatliche Energiedeckungsrechnung für die Perioden Peak- und Off-Peak mit Strombörse Jahr+1 Lastflussberechnung mit Kraftwerks-Redispatch Gewinn- und Verlustrechnungen, Unternehmensbilanzen inkl. CO2-Bilanzierung, für jedes Jahr ermittelt Analyse und graphische Darstellung der Ergebnisse Abbildung 1: Funktionsweise des Simulationsmodells ATLANTIS Seite 2 von 19

3 Nach der Definition eines Untersuchungsszenarios werden die Daten der Berechnung zugeführt. Zu Beginn jedes simulierten Jahres erfolgt eine Leistungsdeckungsrechnung. Dabei wird mit Hilfe einer Lastflussrechnung untersucht, ob das System für den Fall der Jahreshöchstlast über genügend Kraftwerkskapazitäten verfügt. Ist dies nicht der Fall, so werden Engpässe ermittelt und mit Hilfe eines intelligenten Algorithmus an den günstigsten Standorten im System neue Kraftwerke errichtet. Im nächsten Schritt erfolgt die Ermittlung der monatlichen Energiedeckung für die Peak- und Off-Peak-Periode und die Ermittlung der Erzeugungskosten zur Deckung des Verbrauchs. Dabei wird durch die Berechnung des monatlichen Regelarbeitsvermögens auch die saisonal unterschiedliche Ausbringungsmenge von dargebotsabhängigen Kraftwerken berücksichtigt. Überschüssige Erzeugungskapazitäten der Elektrizitätsunternehmen können an einer Börse angeboten, bzw. günstigere Kapazitäten zugekauft werden. Der sich daraus ergebende Kraftwerkseinsatz wird dann mit Hilfe einer Lastflussberechnung auf seine Durchführbarkeit hin untersucht. Ergeben sich Engpässe im System, so werden diese mit Hilfe eines Kraftwerksredispatch beseitigt. Der resultierende Kraftwerkseinsatz wird realisiert, wobei die aus den Stromgeschäften resultierenden Aufwendungen und in den Gewinn- und Verlustrechnungen der Erzeugungsunternehmen abgebildet werden. Mittels einer dynamischen Simulation des Szenarios über den Zeitraum mehrerer Jahre können so zum Beispiel Auswirkungen von Investitionsentscheidungen oder veränderten rechtlichen Rahmenbedingungen auf Unternehmen detailliert untersucht werden. Die Ergebnisse wie Kraftwerkseinsatz, Lastflüsse, Brennstoffkosten, Entwicklung der Unternehmensbilanzen und dergleichen werden abschließend graphisch dargestellt und als Szenario in der Datenbank gespeichert. 2.2 Einflussparameter Um aussagekräftige Szenariorechnungen gestalten zu können, ist es notwendig, die in der Realität herrschenden relevanten Einflussfaktoren zu ermitteln und deren zeitliche Entwicklung im Modell zu berücksichtigen. Neben den technischen Restriktionen wie Kapazitäten von Übertragungsleitungen, der Einspeiseleistung von Kraftwerken oder der Bedarf an Reserven für Systemdienstleistungen, die das physikalische System der Elektrizitätswirtschaft abbilden, sind vor allem auch betriebs- und volkswirtschaftliche Parameter von Bedeutung. Für Kraftwerke, welche fossile Energieträger zur Stromerzeugung nutzen, ist die Entwicklung von Brennstoffpreisen von wesentlicher Bedeutung. Dies gilt genauso für die Preise von CO 2 -Zertifikaten, welche sich erheblich in den Stromerzeugungskosten niederschlagen. Weitere wichtige Einflussparameter sind beispielsweise regionale Strombedarfszuwachsraten, die Entwicklung der Personalkosten und die Verzinsungen von Eigen- und Fremdkapital um nur einige der im Modell integrierten Kenngrößen zu erwähnen. 2.3 Optimierter Kraftwerkszubau durch Lastflussanalyse Basierend auf den zweimal monatlich und zur Jahreshöchstlast durchgeführten Lastflussrechnungen besteht im Modell die Option, den Einsatzort und die Größe erforderlicher neuer Erzeugungskapazitäten vom Simulationsmodell selbst bestimmen zu lassen. Ein Algorithmus bestimmt jene Netzknoten, an denen ein Zubau von Erzeugungskapazitäten für das Gesamtsystem den maximalen Nutzen bringt und auch die für einen sicheren Netzbetrieb erforderliche Leistung der hinzugefügten Kraftwerke. Die Funktion dieses optimierten Kraftwerkszubaus wird in Abbildung 2 anhand einer Lastflussanalyse vor und nach dem Hinzufügen einer neuen Erzeugungseinheit veranschaulicht. Seite 3 von 19

4 Jänner 224, peak Jänner 225, peak KW-Zubau Abbildung 2: Lastflussanalyse für Jänner 224 und 225. Durch den optimierten Kraftwerkszubau in Knoten BABIHA2 (Bihac) kann die Belastung der Stromnetze in Bosnien deutlich verringert werden. (rot = hohe Auslastung, grün = niedrige Auslastung) Durch den optimierten Kraftwerkszubau lässt sich im Modell sowohl die jährlich minimal erforderliche Kraftwerksleistung als auch der optimale Einsatzort neuer Kraftwerke ermitteln. 3 Basisszenario für die Entwicklung der Elektrizitätswirtschaften in Süd-Ost-Europa Die Funktionsweise des beschriebenen Unternehmensmodells soll anhand einer Szenarioanalyse für die Elektrizitätswirtschaft in Süd-Ost-Europa demonstriert werden. Es wird in der Folge die vom Modell errechnete Entwicklung des Kraftwerksparks und der Elektrizitätsunternehmen für ein Business as usual -Szenario dargestellt. 3.1 Grundlegende Annahmen Für das berechnete Szenario wurde ein gemeinsamer Strommarkt aller Szenarioländer angenommen. Weiters wird vorausgesetzt, dass das Verhalten der Elektrizitätsunternehmen einem idealen Marktverhalten entspricht und dass es für die Nutzung des Übertragungsnetzes ausschließlich technische Restriktionen gibt. Weiters wurde im Basisszenario der Emissionshandel nicht implementiert. Diese Annahmen wurden getroffen, um die grundlegenden Fragestellungen zur Entwicklung des Elektrizitätssystems in der Region unverzerrt analysieren zu können. In weiterer Folge werden ausgehend vom Basisszenario die Effekte eines Emissionshandelssystems untersucht und dargestellt. Tabelle 1: Im Basisszenario angenommene Brennstoffpreise und nomineller Preisanstieg Brennstoff Einheit Preis 26 Preisanstieg p.a. Braunkohle /MWh th 5 4 % Steinkohle /MWh th 6,3 4 % Erdgas /MWh th 16 4 % Heizöl leicht, Diesel /MWh th 38 4 % Heizöl schwer /MWh th 16,15 4 % Uran /MWh th 1,56 4 % CO 2 -Zertifikate /t 4 % Seite 4 von 19

5 Als Startpunkt der Simulation wird das Jahr 26 gewählt. Der wesentlichste Einflussfaktor auf die Entwicklung von Strommärkten ist der Preis für fossile Brennstoffe. Hier wurde von einem mittleren Preisszenario ausgegangen, die angenommenen Brennstoffpreise sind in Tabelle 1 zusammengefasst und entsprechen in etwa der Marktsituation bei einem Rohölpreis von rund 4 $/bbl. Weitere Parameter, welche sich insbesondere auf die Entwicklung der Unternehmensbilanzen und Gewinn- und Verlustrechnung auswirken, sind in Tabelle 2 dargestellt. Tabelle 2: Wirtschaftliche Parameter im Basisszenario Parameter Eigenkapitalverzinsung (nom.) 5 % Fremdkapitalverzinsung (nom.) 5 % Inflation 2 % Personalkostenanstieg (nom.) 3 % Wirtschaftswachstum (real) 2 % 3.2 Untersuchungsgebiet Das Simulationsgebiet umfasst 12 Länder (Slowenien, Kroatien, Ungarn, Bulgarien, Rumänien, Griechenland, Albanien, Serbien inkl. Kosovo, Montenegro, Makedonien, Bosnien) mit rund 84 Kraftwerken. Es wurden die 36 wichtigsten Unternehmen des Untersuchungsgebietes berücksichtigt. Die Entwicklung des Strombedarfs in der Region wurde für jeden Staat in Anlehnung an Prognosen von UCTE [6] bzw. EURELECTRIC [7] angenommen. Der durchschnittliche Bedarfszuwachs beträgt 1,95 % p.a., wobei angenommen wurde, dass der Zuwachs wie in Abbildung 3 dargestellt in den ersten Jahren stärker ausfällt und in den späteren Jahren abnimmt Verbrauch p.a. [GWh] Zuwachsrate p.a. 6% 5% Stromverbrauch [GWh] % 3% 2% Verbrauchszuwachs % % Abbildung 3: Angenommene Entwicklung des Stromverbrauchs im untersuchten Gebiet Für die Region wurden alle Leitungen, Knoten und Transformatoren des Höchstspannungsnetzes sowie alle Kraftwerke mit dem Stand vom übernommen. Später in Betrieb genommene Anlagen sowie zukünftige Projekte, die als gesichert bzw. sehr wahrscheinlich gelten, wurden für die Folgejahre ebenfalls im Szenario berücksichtigt. Abbildung 4 und Abbildung 5 zeigen das Höchstspannungsnetz sowie die Verteilung der Kraftwerkskapazitäten im untersuchten Szenario. Seite 5 von 19

6 Abbildung 4: Netzknoten und Leitungen des Übertragungsnetzes im untersuchten Gebiet (rot = 38/4 kv, grün = 22 kv). Im Szenario berücksichtigte Ausbauprojekte sind strichliert dargestellt. Abbildung 5: Kraftwerke im Szenariogebiet (hellblau = Laufwasserkraft, dunkelblau = Speicher, rot = thermisch, lila = nuklear, grün = Wind und andere Erneuerbare) 3.3 Entwicklung der Kraftwerkskapazitäten Bei der Berechnung der erforderlichen Kraftwerkskapazitäten wurden im vorliegenden Business As Usual -Szenario jene zukünftigen Bauprojekte berücksichtigt, deren Realisierung als wahrscheinlich einzustufen ist. Seite 6 von 19

7 Bei der Berechnung wurde davon ausgegangen, dass die Importe und Exporte über die Grenzen des Szenariogebietes konstant auf dem Niveau von 27 bleiben. 2 Für die Entwicklung des Kraftwerksparks wurde eine moderate Steigerung der Nutzung fossiler Energieträger angenommen. Kohlekraftwerke am Ende der Lebensdauer werden durch größere Einheiten am selben Standort ersetzt, Wasserkraftwerke werden nach 6 Jahren einer Revitalisierung unterzogen. Im Basisszenario erfolgt abgesehen von bereits fixierten Neubauprojekten kein erwähnenswerter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energieträger; Nennenswerte Potenziale zur verstärkten Nutzung von Wasserkraft und Windkraft wären jedoch durchaus vorhanden. Bei Ölkraftwerken ist nach 21 kein Neubau vorgesehen. Weiters wird angenommen, dass die Abdeckung des Verbrauchszuwachses und der Ersatz von Ölkraftwerken am Ende der Lebensdauer durch den Bau neuer Erdgas-GuD-Kraftwerke erfolgt, diese werden mithilfe des zuvor erläuterten Kraftwerkszubau-Algorithmus an den optimalen Standorten errichtet. Die Verfügbarkeit entsprechender Infrastruktur bzgl. Gasversorgung wird angenommen. (Diese hängt mittelfristig insbesondere von der Realisierung des Nabucco-Pipeline-Projekts ab.) Import Atomkraft Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Laufkraft (Pump)Speicher andere installierte Leistung [MW] Abbildung 6: Angenommene Entwicklung der Kraftwerkskapazitäten nach Brennstoff Abbildung 6 zeigt, dass die verfügbaren Kraftwerkskapazitäten bis zum Jahr 215 stark ansteigen. Dies ist v.a. auf die berücksichtigten Neubauprojekte zurückzuführen. Nennenswert ist der Anstieg der Kernkraftnutzung durch den Bau neuer Blöcke in Belene und Cernavoda. Als Resultat der getroffenen Annahmen steigt die verfügbare Kraftwerkskapazität bis 215 stark an und bleibt anschließend bis 22 annähernd konstant. Ab 22 setzt vermehrt der automatisierte Zubau von GuD-Kraftwerken ein. Die Entwicklung der Altersstruktur des Kraftwerksparks wird in Abbildung 7 veranschaulicht. In Summe müssen im Zeitraum von 26 bis 23 Kraftwerkskapazitäten im Ausmaß von 76. MW erneuert oder neu gebaut werden. Der dafür insgesamt erforderliche Investitionsbedarf wird rund 8 Mrd. 3 betragen. Die zeitliche Entwicklung der Investitionen ist in Abbildung 8 dargestellt. Man erkennt eine Häufung von Investitionen um das Jahr 214, was auf den Bau einiger Großprojekte zurückzuführen ist. 2 Die wichtigsten Importe treten von der Slowakei nach Ungarn sowie von der Ukraine nach Ungarn und Rumänien auf. Die wichtigsten Exporte treten zwischen Slowenien und Italien auf. 3 reale Werte, Bezugsjahr 26 Seite 7 von 19

8 bis installierte Leistung [MW] Abbildung 7: Entwicklung des Kraftwerksbestands nach Baujahr 9 9 jährlicher Investitionsbedarf jährlicher Investitionsbedarf (real) [Mrd. 26 ] kum. Investitionsbedarf kum. Investitionsbedarf (real) [Mrd. 26 ]. Abbildung 8: Investitionsbedarf in neue Kraftwerke bzw. Revitalisierung bestehender Kraftwerke 3.4 Auswirkung von Kraftwerksinvestitionen auf die wirtschaftliche Situation von Elektrizitätsunternehmen am Beispiel von Elektroprivreda Srbije Die möglichen Auswirkungen des erforderlichen Ausbaus der Kraftwerkskapazitäten auf die nominalwirtschaftliche Situation der Unternehmen im untersuchten Gebiet werden beispielhaft anhand des serbischen Unternehmens Elektroprivreda Srbije (EPS) erläutert. Für Serbien wird ein Strombedarfszuwachs von rund 1,4 % p.a. prognostiziert (vgl. UCTE [6]). Das Unternehmen besitzt 26 geringe Überkapazitäten, aufgrund der Szenarioannahmen wird jedoch die installierte Leistung v. a. durch den Ersatz alter Braunkohlekraftwerke durch neue Einheiten mit höherer Leistung und den Bau eines GuD-Kraftwerks im Jahr 29 weiterhin ansteigen (Abbildung 9). Die installierte Kapazität steigt von rund 76 MW im Jahr 26 auf 17 MW im Jahr 23, wodurch das Unternehmen auch in Zukunft eine Rolle als Nettoexporteur einnehmen kann. Die tatsächlich erzeugte elektrische Arbeit wird aufgrund des Seite 8 von 19

9 Börsenmodells ermittelt (Abbildung 1), demnach bleibt EPS über die gesamte Simulationsdauer ein Nettoexporteur (Pump)Speicherkraftwerke Laufkraftwerke Öl Erdgas Braunkohle install. Leistung [MW] Abbildung 9: Entwicklung des Kraftwerksparks von EPS Verkauf Bedarf Zukauf Erzeugung elektr. Arbeit [GWh] Abbildung 1: Entwicklung von Kundenbedarf, Stromerzeugung und Stromhandel In Abbildung 11 wird die Entwicklung von Kraftwerkskapazitäten und Unternehmensbilanz verglichen. Dabei werden zwei grundlegende Effekte sichtbar. Zum einen steigt die Bilanzsumme des Unternehmens durch die erforderliche Erneuerung und den Ausbau des Kraftwerksparks stark an und die Eigenkapitalquote sinkt zugleich von ca. 56 % auf ca. 14 % ab (bei voller Gewinnausschüttung). Bemerkenswert ist jedoch die Aufteilung der Buchwerte zwischen Altbestand und neuen Kraftwerken. Durch Berücksichtigung des historischen Anschaffungswertprinzips und den Betrieb von Kraftwerken über die wirtschaftliche Abschreibungsdauer hinaus ist das Anlagevermögen neuer Kraftwerke in der Bilanz gegenüber dem Altbestand übermäßig stark gewichtet. Im Jahr 22 machen Kraftwerke, welche vor 26 gebaut wurden zwar 58 % der installierten Leistung aus, aber nur mehr 8,6 % des Anlagevermögens. Bereits 212 hat der Zubau einen wesentlich höheren Buchwert als der Altbestand. Infolge der angewendeten linearen Abschreibung vom Anschaffungswert spiegeln sich diese Verhältnisse auch in den Aufwendungen für Abschreibungen in der Gewinn und Verlustrechnung (GuV) des Unternehmens wider. Seite 9 von 19

10 Bilanzwert zum 1. Jan. [Mio. ]. install. Kapazität [MW] Baujahr ab 26 Baujahr bis 25 Kraftwerke Bestand Kraftwerke Zubau Umlaufvermögen Eigenkapital Fremdkapital Abschreibungen Bestand Abschreibungen Zubau Fremdkapitalzinsen Personalaufwand Brennstoffaufwand Stromzukauf Aufwand CO2 Gewinn Stromerlöse Endkunden Stromerlöse Handel Erlöse System-DL CO2 Aufwendungen, [Mio. ] Abbildung 11: Entwicklung der Kraftwerkskapazität, Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung von EPS (Emissionshandel im dargestellten Szenario nicht berücksichtigt) Seite 1 von 19

11 Erwartungsgemäß stellen die Brennstoffe in der GuV die größte Aufwandsposition dar, aber aufgrund der Investitionen in den Kraftwerkspark verursachen die fixen Aufwendungen Abschreibung, (Fremd)Kapitalverzinsung und Personal im Jahr 23 rund 36 % der gesamten Aufwendungen. Da die Summe der Aufwendungen sowie die geforderte Eigenkapitalverzinsung bekannt ist, können durch Abzug der Erlöse aus dem Stromhandel die erforderlichen Umsatzerlöse aus dem Endkunden-Geschäft ermittelt werden. Daraus kann der minimale Strompreis berechnet werden, den das Unternehmen den eigenen Kunden verrechnen müsste, um die geforderte Eigenkapitalverzinsung zu erzielen. Diese Kenngröße kann als ein Maß für die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens angesehen werden. Der Verlauf dieses minimal erforderlichen Endkundenstrompreises für EPS wird in Abbildung 12 mit den berechneten Börsenpreisen verglichen. Im konkreten Fall lässt sich daraus schließen, dass sich die Konkurrenzfähigkeit von EPS positiv entwickelt, weil der Mindestendkundenpreis langsamer ansteigt als der durchschnittliche Börsenpreis. Dieser Umstand ist auch auf die hohen Erlöse des Unternehmens aus dem Stromhandel zurück zu führen. 8 7 MCP Min-Max MCP Jahresdurchschnitt min. Strompreis Endkunden 62,6 65,1 66, 68,6 69,6 8 7 Strompreis [ /MWh] ,2 33,2 33,9 33,5 35,1 36,1 37,2 38, 39,5 41,1 42,7 44,3 46,1 48,3 5,2 22,4 22,8 23,9 2,6 21,1 21,8 26,2 26,4 27,1 28,3 28,8 22,6 23,4 24, 24,9 25,6 3,1 31,5 31,9 32,1 26, 26,2 27,2 28,9 32,7 32,9 3, 31,1 32,2 51,7 53,7 55,8 58, 59,3 33,8 33,4 34,3 33,7 36,1 34,8 36,6 35, 37,7 37,6 38,1 39, 38,5 4,4 39,7 4,4 41,1 41, 42,7 42,3 42, Abbildung 12: Entwicklung der Börsenpreise und des minimal erforderlichen Strompreises für Endkunden von EPS Fallbeispiel: Entwicklung der CO 2 -Emissionen je nach Zertifikatepreis Die Entwicklung der CO 2 -Emissionen ist aktuell ein intensiv diskutiertes Thema. Um dem Anstieg der Treibhausgasemissionen entgegen zu wirken wurde ein EU-weites Emissionshandelssystem beschlossen. Die Preise für CO 2 -Zertifikate erhöhen die variablen Kosten der Stromerzeugung von fossil befeuerten Kraftwerken. Dieser Effekt ist umso stärker, je mehr spezifische Emissionen ein Kraftwerk aufweist. CO 2 -Zertifikate bewirken bei Kohlekraftwerken und alten Kraftwerken mit schlechten Wirkungsgraden eine stärkere Erhöhung der variablen Stromerzeugungskosten als bei Gaskraftwerken und neueren Kraftwerken mit hohen Wirkungsgraden. Daher kann es je nach Zertifikatspreis zu Verschiebungen des Marktgleichgewichtes kommen und moderne Kraftwerke können ältere Kraftwerke unter Umständen aus dem Markt verdrängen. Die berechnete Entwicklung der CO 2 -Emissionen für die untersuchte Region sind in Abbildung 13 in Abhängigkeit des Zertifikatepreises bei einem Seite 11 von 19

12 jeweils gleichen zu Grunde liegenden Kraftwerkspark dargestellt. Man erkennt, dass sich die Summe der CO 2 -Emissionen aller Länder trotz Verbrauchszuwachs bis zum Jahr 215 ungefähr auf dem Stand von 26 halten wird. Dies erklärt sich aus dem Ersatz alter Kraftwerke durch modernere Anlagen sowie mit ambitionierten Ausbauprojekten für emissionsfreie Stromerzeugung. Letztere wurden im Modell bis zum Jahr 215 mit ca. 7.9 MW berücksichtigt (Tabelle 3). Ab dem Jahr 215 erfolgt ein Anstieg der Emissionen, weil im vorliegenden Business As Usual -Szenario ab diesem Zeitpunkt nur mehr thermische Kapazitäten ausgebaut werden relative CO 2 -Emissionen (26 = 1) CO2-Zertifikate: /t CO2-Zertifikate: 1 /t CO2-Zertifikate: 2 /t Abbildung 13: Abhängigkeit der CO 2 -Emissionen in Süd-Ost-Europa vom Zertifikatspreis (bei identischem Kraftwerkspark) Tabelle 3: Gesicherter bzw. wahrscheinlicher Zubau emissionsfreier Kraftwerke, 26 bis 215 Lauf- & Schwellkraftwerke Speicher- & Pumpspeicherkraftwerke Atomkraftwerke Windkraftwerke Summe 818 MW 2662 MW 4118 MW 291 MW 7889 MW 4 Der Vollständigkeit halber sei an dieser Stelle erwähnt, dass in Süd-Ost-Europa nennenswerte Ausbaupotenziale für Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen wie Wasserkraft und Windkraft bestehen, welche im vorliegenden Basisszenario jedoch nicht berücksichtigt wurden. Seite 12 von 19

13 3.6 Fallbeispiel: Auswirkungen des CO 2 -Handelssystems auf den Kraftwerkseinsatz in unterschiedlichen Ländern Für die untersuchten Länder in Süd-Ost-Europa besteht die spezielle Problematik, dass nicht alle Staaten ein Handelssystem für CO 2 -Emissionen etabliert haben. Daraus können sich bei Annahme eines gemeinsamen Strommarktes ohne Handelsbarrieren erhebliche Marktverzerrungen ergeben. Dies soll anhand eines einfachen Beispiels demonstriert werden. Es wird angenommen, dass die EU-Länder in der Region und Kroatien bis zum Jahr 23 ein CO2-Handelssystem für die Stromerzeugung beibehalten bzw. einführen, Serbien und die restlichen Staaten hingegen bis zu diesem Zeitpunkt noch kein CO 2 -Handelssystem eingeführt haben. In diesem Fall verteuert sich die Stromerzeugung in Griechenland aufgrund des Emissionshandelssystems, während die Stromerzeugung in Serbien relativ zu den EU-Ländern in der Region billiger wird. Je höher der Preis für CO 2 -Emissionen wird, umso stärker wirkt sich dieser Effekt aus. In Abbildung 14 wird der Bedarf und die Stromerzeugung in Abhängigkeit vom Zertifikatepreis für das griechische Unternehmen Puplic Power Corporation (PPC) sowie für das serbische Unternehmen Elektroprivreda Srbije (EPS) dargestellt. Man erkennt, dass bei Annahme eines gleichbleibenden Kraftwerksparks sich die Stromerzeugung von PPC im Falle eines ansonsten barrierefreien idealen Marktsystems mit zunehmendem Zertifikatepreis stark verringern würde. Andererseits würde sich die Stromerzeugung von EPS stark erhöhen. Die Länder ohne CO 2 -Handelssystem würden vermehrt Strom in die benachbarten EU-Länder exportieren. Dieser Trend wird jedoch durch den Umstand, dass das vorhandene Höchstspannungsnetz derzeit nicht zur Übertragung hoher Leistungen über weite Strecken ausgelegt ist, vermindert. Abbildung 15 zeigt, dass bei Berücksichtigung der gegebenen Netzrestriktionen die Stromerzeugung von PPC im Vergleich zum vorhergehenden Fall deutlich ansteigen muss und die Stromexporte von EPS auf lange Sicht etwas geringer ausfallen. Seite 13 von 19

14 elektrische Arbeit [GWh] PPC: Bedarf EPS: Bedarf 1. PPC: Erzeugung bei /tco2 1. EPS: Erzeugung bei /tco2 PPC: Erzeugung bei 2 /tco2 EPS: Erzeugung bei 2 /tco Abbildung 14: Vergleich der Stromerzeugung von EPS und PPC je nach Kosten für Emissionszertifikate bei gleichem Kraftwerkspark und Kraftwerkseinsatz nach Börse elektrische Arbeit [GWh] PPC: Bedarf EPS: Bedarf 1. PPC: Erzeugung bei /tco2 1. EPS: Erzeugung bei /tco2 PPC: Erzeugung bei 2 /tco2 EPS: Erzeugung bei 2 /tco Abbildung 15: Vergleich der Stromerzeugung von EPS und PPC je nach Kosten für Emissionszertifikate bei gleichem Kraftwerkspark und Kraftwerkseinsatz unter Berücksichtigung von Netzrestriktionen Seite 14 von 19

15 4 Zusammenfassung Das datenbankbasierende Szenariomodell ATLANTIS ist ein vielseitig einsetzbares Werkzeug zur Vorschau der Entwicklung von Elektrizitätsmärkten und Elektrizitätsunternehmen. Die Auswirkungen von Unternehmensentscheidungen, Marktgestaltung oder Regulierungsrichtlinien können dadurch für einen mittelfristigen Zeitraum dargestellt werden. Es werden sowohl Kraftwerke und Netze als auch wirtschaftliche Parameter in die Berechnungen und Analysen mit einbezogen. Damit gelingt eine sehr realitätsnahe Abbildung des europäischen Elektrizitätssystems. Durch entsprechendes Datenbankdesign weisen die einzelnen Rechenschritte und die Endergebnisse der Simulation eine hohe Transparenz auf. Aus der Anwendung des Modells für die Simulation eines business as usual -Szenarios für zwölf süd-ost-europäische Länder bis zum Jahr 23 kommt man zu folgenden Ergebnissen: Die Simulation zeigt die künftigen Ausbauserfordernisse hinsichtlich Netzen und Kraftwerken auf. Von 26 bis 23 müssen Kraftwerke im Umfang von rund 75. MW neu errichtet oder erneuert werden. Der dafür erforderliche Investitionsbedarf wird mit 8 Mrd. abgeschätzt. Aufgrund von Effizienzsteigerungen und dem Ersatz alter Kohlekraftwerke kommt es trotz einer deutlichen Verbrauchssteigerung bis 215 zu keinen wesentlichen Steigerungen und bis 23 nur zu geringeren Steigerungen der jährlichen CO 2 -Emissionen aus der Stromerzeugung. Bei Annahme eines idealen Marktes ohne Handelsbarrieren kann ein Handelssystem für Emissionszertifikate dazu beitragen, die Treibhausgasemissionen aus der Stromerzeugung zu verringern. Ein Wettbewerb zwischen Ländern mit und ohne Zertifikatssystem in einem gemeinsamen Markt führt jedoch zu Wettbewerbsverzerrungen. Die Vielseitigkeit des Simulationsmodells wurde anhand einer technischen und wirtschaftlichen Analyse des Unternehmens Elektroprivreda Srbije (EPS) demonstriert. Das simulierte Szenario führt zur Erkenntnis, dass durch einen gezielten Ausbau des Kraftwerksparks eine Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit von EPS gegenüber dem Marktumfeld zu erwarten ist. Seite 15 von 19

16 5 Literatur In die Entwicklung des Simulationsmodells ATLANTIS und vorliegenden Basisszenarios ist im Laufe mehrere Jahre eine sehr große Anzahl unterschiedlicher Literaturquellen eingeflossen, an dieser Stelle erfolgt eine Nennung der wesentlichsten Quellen: [1] Stigler H.: Rahmen, Methoden und Instrumente für die Energieplanung in der neuen Wirtschaftsordnung der Elektrizitätswirtschaft, Kap. 24: Wettbewerbsmodelle, Dissertation, Technische Universität Graz, [2] Huber, C.; Bachhiesl, U.; Stigler, H.: Technical And Economical Simulation Model Of The European Electricity Sector. Euro XXII Prague - 22 nd European Conference On Operational Research, Prag 27. [3] Stigler, H.; Bachhiesl, U.; Huber, C.; Egger, I.; Süßenbacher, W.: ATLANTIS - umfassendes real- und nominalwirtschaftliches Simulationsmodell der europäischen Elektrizitätswirtschaft, Internationale Energiewirtschaftstagung, TU Wien, 27. [4] Stoft S.: Power System Economics, IEEE Pr., 22. [5] Shahidehpour, Yamin, Li: Market operations in electric power systems, Institute of Electrical and Electronics Engineers, Wiley-Interscience, 22. [6] Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity: System Adequacy Forecast 28 22, Brüssel, 28. System Adequacy Retrospect 26, Statistical Yearbook 26, Brüssel, 27. u.a [7] EURELECTRIC: Statistics and prospects for the European electricity sector ( , 2-23), Brüssel, 26. [8] The World Bank: Development of Power Generation in South East Europe, Final Report, South East Europe Consultants, Ltd., Belgrad, 25. [9] The European Union s CARDS programme for the Balkan region, Final Report, Brüssel, 25. [1] Commission of the European Communities, Staff Working Documents: Second Strategic Energy Review, An EU Energy Security and Solidarity Action Plan, COM(28) 744, Brussels, 28. [11] Energy Information Administration: Assumptions to the Annual Energy Outlook 28 Electricity Market Module, Report #:DOE/EIA-554(28), June 28. [12] Unternehmensberichte und Jahresabschlüsse der im Szenariogebiet agierenden Elektrizitätsunternehmen und Netzbetreiber. [13] Nationale Allokationspläne für Treibhausgasemissionen für die untersuchten Länder [14] Statistische Ämter der untersuchten Länder [15] ca. 2 maßgebliche Diplomarbeiten am Institut für Elektrizitätswirtschaft der TU Graz u.v.a.m. Seite 16 von 19

17 6 Anhang: Einblick in das Simulationsmodell ATLANTIS Abbildung 16: Auswahl des Szenariogebietes und der entsprechenden Stromleitungen Abbildung 17: Auswahl des Kraftwerksparks je Unternehmen und Netzknoten Seite 17 von 19

18 Abbildung 18: Prognostizierte monatliche Dauerlinien Abbildung 19: Darstellung von Simulationsergebnissen für jedes Unternehmen Merit Order des Kraftwerkseinsatzes nach Strombörse und Redispatch Seite 18 von 19

19 Abbildung 2: Ermittlung des Markträumungspreises an der Strombörse, monatlich für jede Peak und Offpeak-Periode Seite 19 von 19