4. IEWT Energiesysteme der Zukunft: Herausforderungen und Lösungspfade

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2 IEWT 05 II 4. IEWT 2005 Energiesysteme der Zukunft: Herausforderungen und Lösungspfade Februar 2005 Wien, Österreich Tagungsort TU Wien, Festsaal Veranstalter: Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, TU Wien AAEE (Austrian Association for Energy Economics)

3 IEWT 05 III INHALT Mi : Eröffnung Begrüßung und Einleitung durch Prof. Dr. Günther Brauner Staatssekretär Mag. Eduard MAINONI (BMVIT) Sektionschef Dr. Bruno ZLUWA (Sektion VIII-Energie, BMwA) Dr. Michael PISTAUER (VEÖ, AAEE) Eröffnung durch Prof. Dr. Franz G. Rammerstorfer, Vizerektor für Forschung (TU Wien) : Plenarsession 1: Der europäische Strommarkt...1 Markus BLESL, Ulrich FAHL (IER Stuttgart): Der europäische Strommarkt im Spannungsfeld zwischen Liberalisierung und Klimaschutz...2 Reinhard HAAS (TU Wien): Perspektiven der Entwicklung des liberalisierten mitteleuropäischen Strommarktes...4 Georg ERDMANN (TU Berlin): Portfoliomanagement und Risikoprämien auf dem Strommarkt...6 Felix MÜSGENS (EWI Köln), Christian GROWITSCH (Universität Lüneburg): Analyse der Strompreiskomponenten für Haushalte in Deutschland seit der Liberalisierung...7 Hermann EGGER, Wolfgang LYSSY, Michael MARKETZ (KELAG), Hans- Jürgen HAUBRICH, Thomas HARTMANN, Gerd HINÜBER, Heiko NEUS (RWTH Aachen): Zukünftiger Wert der Stromerzeugung aus Wasserkraft : Parallelsession 1 Session 1 A: Internationale Erfahrungen in liberalisierten Strommärkten...10 Claudia KEMFERT (DIW Berlin): Der Strommarkt in Europa zwischen Liberalisierung und Klimaschutz - Herausforderungen für die zukünftige deutsche Energieversorgung...11 Nenad KESERIC (TU Wien), Marcelo SAGUAN (Université Paris Sud): Einfluss der Netzkapazitäten und Marktmacht auf die Preisbildung im liberalisierten Markt: ein Agent-Based Ansatz...12

4 IEWT 05 IV Dietmar DÜRR (Inagendo GmbH): Energiepolitik: Nationale Standortpolitik versus europäische Harmonisierung...14 Ingo ELLERSDORFER (IER Stuttgart): Auswirkungen von Terminhandel auf potenzielle Marktmacht im deutschen Elektrizitätsmarkt Analysen mit einem zweistufigen COURNOT-Modell...15 Marc PETZ, Klaus-Dieter MAIER, Thomas SCHELLENBERG (AT Kearney): Industriekonsolidierungsmuster europäischer Energiewirtschaften im Vergleich...17 Alfred KALLIAUER, Martin URLESBERGER (VERBUND): Konzept einer praktikablen Schnittstelle zwischen Erzeugung und Trading im liberalisierten Markt bezogen auf ein Wasserkraftsystem...19 Session 1 B: Flexible Instrumente...20 Konrad AUTENGRUBER (VA TECH HYDRO): Umfeldanalyse für JI/CDM Projekte basierend auf den Erfahrungen des ersten österreichischen Kyoto Projekts Tsankov Kamak...21 Stefan STALLINGER (Energie-AG): Maßnahmen im Rahmen des CO 2 Emissionshandels Analyse aus Sicht eines Energieversorgungsunternehmens...22 Adolf PENTHOR (Fernwärme Wien): District Cooling - eine mögliche Antwort zum Problem Treibhausgase...23 Werner SCHÖFBERGER, Rudolf TRAXLER (VA TECH ELIN EBG): Kyoto und die Herausforderungen an Industrie und EVU bzgl. des Monitorings von CO 2 Emissionen...25 Michael SPONRING, Stefan WANJEK (PwC): Auswirkungen des Emissionszertifikatehandels auf Unternehmensbewertung als Instrument der strategischen Unternehmensführung...26 Session 1 C: Kraft-Wärme-Kopplung/Fernwärme...28 Karl GRUBER (KWI), Alexander WALLISCH (Fernwärme Wien): Technologieportfolio für städtische Fernwärmesysteme...29 Johannes HACKNER (EVN): Ein Beitrag zur optimalen Planung von Kraft/Wärme-Kopplung mit öffentlichem Wärmenetz...31 Martin HOCHFELLNER, Josef TAUSCHITZ (Verbund ATP): CO 2 - Reduktionsziele erfordern die Anwendung der besten verfügbaren Technik für thermische Kraftwerksneubauten - Das 800-MW-Gas- und Dampfturbinen- Kombinationskraftwerksprojekt Mellach...33 Natascha HUBER, Matthias THEISSING, Michael BOBIK (FH Joanneum): Kraft-Wärme-Kopplung - Thermoökonomische Bewertung...34 Günter ZWEINER, Günter VERONIK (Wärmebetriebe GmbH), Hermann EGGER (KELAG): Effiziente Energienutzung in der Fernwärmeerzeugung und Fernwärmeverteilung...36

5 IEWT 05 V Andreas GLATZER, Gerhard BURGSTALLER (CMOÖ): Hindernisse für den Ausbau der industriellen KWK in Österreich aus der Sicht eines Anlagenbetreibers...38 Session 1 D: Ökostrom in Österreich...39 Christian SCHÖNBAUER (E-CONTROL): Ökostromentwicklung in Österreich...40 Gustav RESCH, Thomas FABER, Claus HUBER (TU Wien): Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern Österreich im europäischen Vergleich..41 Thomas FABER, Claus HUBER, Gustav RESCH (TU Wien): Optimale Förderstrategien für Strom aus Erneuerbaren Die Toolbox GREEN-X...42 Christian TODEM, Heinz STIGLER, Christoph HUBER, Christoph WULZ, Hannes WORNIG (TU Graz): Optimierungsmodell zur Vorab- Wirkungsanalyse politischer Rahmensetzungen in Bezug auf die Wasserrahmenrichtlinie und die Richtlinie zum Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten für Österreich...44 Hannes EDER (Siemens): Möglichkeiten und Grenzen der regenerativen Stromerzeugung in Österreich...45 Jochen MARKARD, Judith BÜHLER, Reinhard MADLENER, Bernhard TRUFFER, Anja UMBACH-DANIEL (CIRUS Schweiz): Development and diffusion of anaerobic digestion plants in Switzerland and Austria Interaction of local-regional and national innovation strategies...47 Session 1 E: Investitions- und Erhaltungsstrategien für Versorgungsnetze...48 Michael SCHWAN, Klaus VON SENGBUSCH (FGH Mannheim), Ursula TAUSCHEK (VEÖ), Werner FRIESENECKER (VKW), Karl WACHTER (TIWAG): Neue Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik für Österreich...49 Manfred BERGER, Günther BRAUNER (TU Wien): Qualitätsmanagement als Schlüssel zur effizienten Bereitstellung eines zuverlässigen Versorgungsnetzes...51 Peter BIRKNER, Peter SCHWAEGERL, Josef WAGNER (LEW Augsburg): Entwicklung der Systemzuverlässigkeit eines Mittelspannungsnetzes in Abhängigkeit von der Re-Investitionsrate...52 Günther BRAUNER, Martin HEIDL (TU Wien), Herbert POPELKA, Herbert ERVEN (APG): Voltage Collapse im Übertragungsnetz; Gefahren und Abhilfe in Österreich...54

6 IEWT 05 VI Empfang Rathaus Das Präsidialbüro des Bürgermeisters von Wien lädt zu einem Empfang in das Rathaus. Gesponsert vom:

7 IEWT 05 VII Do : Parallelsession 2: Session 2 A: Strommärkte und deren Organisation...56 Heinz STIGLER, Christoph HUBER, Christoph WULZ, Christian TODEM (TU Graz): Wasserrahmenrichtlinie: Auswirkungen auf die österreichische Elektrizitätswirtschaft...57 Tim WAWER (Universität Münster): Effiziente Ausgestaltung von Regelenergieauktionen zur Verringerung der Netznutzungsentgelte...59 Erich WAGNER (Energieallianz): Modernes Bilanzgruppenmanagement als Basis für einen effizienten Intraday-Handel...60 Heinz STIGLER, Ludwig PISKERNIK (TU Graz), Johann PLUY (ÖBB): Entwicklung einer Tarifstruktur für ein Bahnstromnetz...62 Session 2 B: Flexible Instrumente...64 Robert TICHLER (JKU Linz): Bewertung des österreichischen Allokationsplans zum Emissionshandel an ausgesuchten Beispielen...65 Frank GAGELMANN (DEHSt), Manuel FRONDEL (RWI Essen): E.T. and Innovation - Science Fiction or Reality? An Assessment of the Impact of Emissions Trading on Innovation...66 Markus SEISER, Albrecht REUTER (IRM AG): Integration von CarbonManagement und Emissionshandel in das Portfoliomanagement...67 Roland MENGES (Universität Flensburg): Die Interaktion von Verursacher-, Gemeinlast- oder Nutznießerprinzip - Eine Kategorisierung der Klimaschutzinstrumente auf Basis der Kostenträgerschaft...68 Session 2 C: Biomasse/Biogas...70 Christian NOPP, Horst STEINMÜLLER (JKU Linz): Optimale Nutzung von Biogas...71 Mario BACHHIESL (ÖBf), Ludwig GOCKNER, Martin LACKNER (WIENSTROM): Energetische Nutzung von Waldbiomasse im größten Biomassekraftwerk Österreichs...73 Roman FINK, Mario BACHHIESL, Rudolf FREIDHAGER (ÖBf): Neue Dimensionen bei der Biomasse-Bereitstellung - Von der Nutzung bis zur Lieferung von Hackschnitzel frei Werk...75 Stefan FÜRNSINN, Karl RIPFEL, Reinhard RAUCH, Hermann HOFBAUER (TU Wien): Diesel aus Holz die Fischer-Tropsch Synthese als zukunftsweisende Technologie zur Gewinnung flüssiger Brennstoffe aus Biomasse...77 Session 2 D: Modellierung (Bottom-Up)...79 Stefan WINKELMÜLLER, Thomas HAMACHER (IPP Garching), Albrecht REUTER, Manfred STRUBEGGER (IRM AG): Modellierung der

8 IEWT 05 VIII Wechselwirkung von Angebot und Nachfrage der städtischen Energieversorgung mit iplan...80 Maik HOLLMANN, Jürgen VOSS (Universität Paderborn): Möglichkeiten und Einsatzbereiche von System Dynamics in der Energietechnik...82 Michael STADLER, Lukas KRANZL (TU Wien): Invert - Das Simulationstool zur Bewertung von Förderstrategien im Gebäude-, Strom- und Transportsektor...84 Lukas KRANZL, Michael STADLER (TU Wien): Modellierung von Förderinstrumenten für erneuerbare Energieträger und Energieeffizienz am Beispiel der Stadt Wien...86 Session 2 E: Netzregulierung...88 Christoph RIECHMANN (Frontier Economics), Aria RODGARKIA-DARA (E- Control): Regulatorisches Benchmarking - Konzeption und praktische Auswertung...89 Andreas SCHIETZ (ENERGIE AG): Regulierungssysteme für den Netzbetreiber: Ein Status Quo Bericht und was ist für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit nötig!...90 Thomas SCHÜTZENHOFER (Siemens): Versorgungssicherheit im Netzbetrieb durch optimierten Betriebsmitteleinsatz und vorausschauende Ausbauplanung...91 Gerhard THEIL, Marta THEIL (TU Wien), Andreas THEIL (WIENSTROM): Zuverlässigkeitsorientiertes Ranking der Betriebsmittel- (Leitungs-) Wichtigkeit - ein Aspekt der Instandhaltungsplanung : Plenarsession 2: Politische Strategien/Wirtschaftlichkeit...94 Harald PROIDL (JKU Linz): Inkrafttreten des Kyoto-Protokolls ein Meilenstein im Klimaschutz?...95 Claus HUBER, Thomas FABER, Gustav RESCH (TU Wien): Bewertung effizienter und effektiver Förderinstrumente für erneuerbare Energieträger zur Stromerzeugung in einem dynamischen Kontext...96 Till JESKE (Vortex), Christian VON HIRSCHHAUSEN (TU Dresden): Wirtschaftlichkeit von Offshore Windenergie in Deutschland Eine betriebswirtschaftliche Rentabilitätsanalyse...98 Heike BRAND (IER Stuttgart), Christoph WEBER (Universtiät Duisburg- Essen), Rüdiger BARTH (IER Stuttgart), Peter MEIBOM (Risoe Roskilde): Der Ausbau der Windenergie Auswirkung auf Strommärkte und Kosten der Integration...99 Tim HOFFMANN (ZEW Mannheim): Effizienzkosten hybrider CO 2 - Regulierung in Deutschland: Eine kritische Betrachtung der EU- Emissionshandelsrichtlinie : Mittagsbuffet

9 IEWT 05 IX : Plenarsession 3: Netz- und Erzeugungskapazitäten Alfons HABER, Tahir KAPETANOVIC (E-Control): Zuverlässigkeitsbewertung der österreichischen Stromnetze: Erfahrungen mit der Ausfalls- und Störungsstatistik in Österreich gemäß der Statistikverordnung Günther BRAUNER, Georg PÖPPL (TU Wien): Entwicklung der Österreichischen Erzeugungskapazitäten bis Andrea DUMMER, Herbert POPELKA: (APG): Engpassmanagement im hoch ausgelasteten Übertragungsnetz von Verbund-Austrian Power Grid Wolfgang FRITZ, Christian LINKE (CONSENTEC), Jürgen NACHTKAMP, Robert FRINGS (STAWAG Aachen): Optimierung von Substanzerhaltungsstrategien unter Kosten- und Qualitätsgesichtspunkten : Parallelsession 3 Session 3 A: H2 und Brennstoffzelle Heinrich WILK (ENERGIE AG), Rudolf ZAPPE, Johannes KRAUS (Erdgas Oberösterreich): 50 Monate Betriebserfahrung der ARGE-Brennstoffzelle mit SOFC- und PEM- Brennstoffzellen-Heizgeräten Amela AJANOVIC, Nebojsa NAKICENOVIC, Reinhard HAAS (TU Wien): Wirtschaftlichkeit von Energiesystemen mit Öko-Wasserstoff Gerfried JUNGMAIER, Kurt KÖNIGHOFER (Joanneum Graz): Energiebilanzen und Treibhausgas-Emissionen von Energiesystemen mit Öko-Wasserstoff Ulrike HASENAUER, Martin WIETSCHEL (FhG-ISI Karlsruhe): Potenziale zur Emissionsminderung und Infrastrukturkosten einer zukünftigen Wasserstoffwirtschaft Jens HAUBROCK, Günther HEIDECK, Zbigniew STYCZYNSKI (Universität Magdeburg): Brennstoffzellen USV als Anwendung im liberalisierten Energiemarkt Session 3 B: Engpassmanagement und Versorgungssicherheit Michel PIOT (BFE Schweiz): Versorgungssicherheit: von der Theorie zur Praxis Bart FRANKEN, Viren AJODHIA, Katja KELLER, Konstantin PETROV (KEMA Consulting): Versorgungssicherheit und Netzqualität Erfahrungen mit integrierter Preis- und Qualitätsregulierung...120

10 IEWT 05 X Christian TODEM, Heinz STIGLER, Christoph HUBER, Christoph WULZ, Hannes WORNIG (TU Graz): Nodal Pricing als Analyseinstrumentarium zur Untersuchung der volkswirtschaftlichen Auswirkungen eines marktbasierten Engpassmanagements bei Engpässen im Verbundsystem Hans GLAVITSCH (ETH Zürich): Engpassmanagement ausgerichtet auf eng vermaschte Netze im liberalisierten Markt Jörg DÜWEKE, Thomas HAMACHER (IPP Garching): Modellierung der globalen Erdgasressourcen und des Erdgastransportes Session 3 C: Dezentrale Stromerzeugung Hans AUER, Claus HUBER, Thomas FABER, Gustav RESCH, Carlo OBERSTEINER, Reinhard HAAS (TU Wien): Least Cost Integration erneuerbarer Technologien zur Stromerzeugung (RES-E) in den EU15 unter besonderer Berücksichtigung der not-wendigen Maßnahmen und Kosten für die bereitzustellende Netzinfrastruktur und den Netzbetrieb (GreenNet) Alfons HABER, Ursula LACKNER, Timo RIESS, Sylvia STEINBÄCKER, Rainer BACHMAIER (E-Control): Dezentrale Stromerzeugung in Österreich: Regulierung, Technologien, Stromnetz und ökonomische Aspekte Wolfgang FRITZ, Christian LINKE (CONSENTEC), Alfons HABER (E-Control): Ökonomische Aspekte der dezentralen Stromerzeugung in Österreich Manfred SAKULIN (TU Graz), Alfons HABER (E-Control), Walter HIPP, Lothar FICKERT (TU Graz): Netzaspekte der dezentralen Stromerzeugung Philipp SPÄTH (IFZ Graz), Dierk BAUKNECHT (Öko-Institut), Hans AUER (TU Wien), Uwe LEPRICH (E&E Consulting): Die Integration dezentraler Einspeisung in das österreichische Stromnetz - Mit besseren Anreizen zur Kooperation? Georg PÖPPL (TU Wien): Energiewirtschaftliche und technische Netzoptimierung bei dezentraler Stromerzeugung Session 3 D: Verbrauchereinflüsse/DSM Peter BIERMAYR (TU Wien): Minimierung von Reboundeffekten bei der Sanierung von Wohngebäuden Ardeshir MAHDAVI, Georg SUTER (TU Wien): Energieeffizienz und Nutzerverhalten in Bürogebäuden Ludwig PISKERNIK (TU Graz): Der Beitrag der Energiepsychologie zum Klimaschutz - verbraucherseitige Effizienzsteigerung Norbert LEWALD, Michael BRENDEL (Stadtwerke Karlsruhe): Das BMWA Leitprojekt EDISon - Der dezentral orientierte Ansatz aus der Sicht des Anwenders Brigitte LORENZ, Charlotte ROESENER, Peter PALENSKY (TU Wien): Projekt IRON Integral Resource Optimization Network Studie...144

11 IEWT 05 XI Session 3 E: Neue Technologien Helmut NEDOMLEL (Welsstrom), Beat NÄF (Verdesis SA): Einsatzmöglichkeiten der Mikrogasturbine Christoph GUTSCHI, Heinz STIGLER (TU Graz): Ammoniak als Energieträger: Eine Alternative zu Wasserstoff Margit KAPFER (Denkstatt Wien): Geologische Kohlendioxidspeicherung als Klimaschutzmaßnahme in Österreich? Dirk LEYENS (EnBW), Thomas KÖLBEL (Terrasond): Neue Entwicklungen bei der Planung von Erdwärmesondenanlagen Markus LUISSER, Bernhard KRONBERGER, Gerhard LÖFFLER, Hermann HOFBAUER (TU Wien): Chemical-Looping Combustion - eine Methode zur CO 2 freien Stromerzeugung aus fossilen Rohstoffen Stefan MAU (Arsenal): Zuverlässigkeit von PV-Anlagen im internationalen Vergleich Heuriger Der Verbund lädt zu einem Empfang beim Heurigen in der Umgebung von Wien. Ein Shuttlebus wird die Teilnehmer vom Konferenzort zum Heurigen und retour bringen.

12 IEWT 05 XII Fr : Parallelsession 4 Session 4 A: Erneuerbare Energieträger Volkmar LAUBER (Universität Salzburg), David TOKE (University of Birmingham): Einspeisetarife und Quoten/Zertifikatssysteme zwischen Ideologie und Fakten Ole LANGNISS (ZSW Baden-Württemberg): Das neue chinesische Erneuerbare Energien Gesetz Hubert FECHNER, Roland BRÜNDLINGER, Benoit BLETTERIE (Arsenal): Europäische Forschungsaktivitäten im Bereich Qualität und Sicherheit bei der Netzeinspeisung aus dezentralen Erzeugungsanlagen Peter WIELAND (EWZ): Ökologischer und günstiger Strom für die Stadt Zürich Session 4 B: Systemzuverlässigkeit Heinz STIGLER, Udo BACHHIESL, Christian TODEM (TU Graz): Volkswirtschaftliche Beurteilung von Verbundnetzsystemen und der Auswirkungen der Errichtung von Verbundleitungen Gerhard CHRISTINER, K. REICH (APG), Christian TODEM (TU Graz): Investitionsstrategien und Kostenmanagement im Netzbereich Wolfgang POSCH, Georg STROHMEIER (Montanuniversität Leoben): Die risikoorientierte Instandhaltungsstrategie - ein neues Steuerungsinstrument für Netzbetreiber Werner SPITZL (WIENSTROM): Wie sicher und teuer ist das Verteilnetz der Zukunft? Jörg WILD, Christian SPIELMANN (Plaut, Schweiz): Investitions- und Qualitätsanreize für Stromverteilnetze Session 4 C: Zukunftsstrategien und Prognosen Volker KREY (STE Jülich): Lang- vs. Kurzfristige Optimierungsstrategien Analyse unter Einsatz eines multi-regionalen Energiesystemmodells Michael BARTELS, Andreas SEELIGER (EWI Köln): Interdependenzen zwischen Elektrizitätserzeugung und Erdgasversorgung unter Berücksichtigung eines europäischen CO 2 -Zertifikatehandels Günther BRAUNER (TU Wien): Zukünftige Erzeugungsstrategie im Spannungsfeld zwischen ökologischen und fossilen Ressourcen, Kosten, Emissionen und Allokationsplänen Martin UJETZ, Christoph HUBER, Christian TODEM (TU Graz): Kurzfristige Lastprognose Mit Neuronalen Netzen...179

13 IEWT 05 XIII Session 4 D: Vertriebskonzepte in liberalisierten Energiemärkten Wolfgang JILEK, Udo BACHHIESL (Land Steiermark): Die Gestaltung von Landesenergiekonzepten am Beispiel des Landesenergieplanes der Steiermark Anton HEHER, Erich FUCHS (Siemens): Methodik zur Identifikation und Bewertung von Energiekosten-Einsparpotentialen in energieintensiven Industriebetrieben durch innovatives Energiemanagement Christoph RIECHMANN, Reamonn LYDON, Uli BRUNNER (Frontier Economics): Vertriebsstrategien im Haushalts- und Gewerbekundenmarkt für Strom und Gas Heinz STIGLER, Udo BACHHIESL, Ludwig PISKERNIK, Christoph HUBER (TU Graz): Das öffentliche Interesse am Bau von Wasserkraftwerken Session 4 E: Optimale Windkraftnutzung Carlo OBERSTEINER, Hans AUER (TU Wien): Zusätzliche Systemkosten durch die vermehrte Integration von Windenergieanlagen Dietmar TIEFGRABER, Günther BRAUNER (TU Wien): Anforderungen zur Integration großer Windparks in elektrischen Verteilungsnetzen Julija MATEVOSYAN, Anna JÄDERSTRÖM, Lennart SÖDER (Royal Institute of Technology Stockholm): Administrative forms for coordination of wind power and hydro power with separate ownership Marian KLOBASA, Mario RAGWITZ (FhG-ISI Karlsruhe): Simulation der Windeinspeisung in Deutschland und Rückwirkungen auf den Kraftwerksbetrieb :00: Plenarsession 4: Technologien für eine nachhaltige Energieversorgung Michael HÜBNER (BMVIT): Neues aus der Programmlinie Energiesysteme der Zukunft Nebojsa NAKICENOVIC (TU Wien): Technological Change for Stabilizing Atmospheric Greenhouse Gas Concentrations Jochen MARKARD, Bernhard TRUFFER (CIRUS Schweiz): Innovationssystemanalyse Ein Verfahren zur Analyse von radikalen Innovationen: Beispiel Brennstoffzelle Martin WIETSCHEL, Phillip SEYDEL (FhG-ISI Karlsruhe): Wasserstoffwirtschaft: Die Wettbewerbssituation der EU im internationalen Vergleich und Marktchancen und risken Erich PODESSER (Joanneum Graz), J. PEITLER (Weingut Peitler), E. MEISSNER, S. TÜRSCHWELLER (S.O.L.I.D Graz): Umweltverträgliche Kühlung in der Weinkellerwirtschaft...201

14 IEWT 05 1 Plenarsession 1: Der europäische Strommarkt Markus BLESL, Ulrich FAHL (IER Stuttgart) Der europäische Strommarkt im Spannungsfeld zwischen Liberalisierung und Klimaschutz Reinhard HAAS (TU Wien) Perspektiven der Entwicklung des liberalisierten mitteleuropäischen Strommarktes Georg ERDMANN (TU Berlin) Portfoliomanagement und Risikoprämien auf dem Strommarkt Felix MÜSGENS (EWI Köln), Christian GROWITSCH (Universität Lüneburg) Analyse der Strompreiskomponenten für Haushalte in Deutschland seit der Liberalisierung Hermann EGGER, Wolfgang LYSSY, Michael MARKETZ (KELAG), Hans- Jürgen HAUBRICH, Thomas HARTMANN, Gerd HINÜBER, Heiko NEUS (RWTH Aachen) Zukünftiger Wert der Stromerzeugung aus Wasserkraft

15 IEWT 05 2 Der europäische Strommarkt im Spannungsfeld zwischen Liberalisierung und Klimaschutz Dr.-Ing. Markus Blesl 1, Dr. rer pol. Ulrich Fahl Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) Der europäische Strommarkt befindet sich im Spannungsfeld zwischen Liberalisierung und Emissionshandel bzw. längerfristigen Reduktionsverpflichtungen im Rahmen von Kyoto bzw. Post-Kyoto. Die Liberalisierung der europäischen Energiemärkte hat dazu geführt, dass die Reservekapazitäten in der Stromerzeugung rückläufig sind und dem Stromaustausch zwischen den Ländern eine immer bedeutendere Rolle zugeordnet wird. Neben der geplanten Einführung des Emissionshandels bzw. der Budgetierung der Gesamtemissionen beeinflussen unterschiedliche politische nationale und europäische Ziele den Strommarkt. Hierzu zählt die Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträgern, die Quoten bzw. Bonusreglungen für die KWK- Stromerzeugung aber auch die Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Darüber hinaus beeinflussen unabhängig von der angenommenen Energieträgerpreisentwicklung unterschiedliche nationale Steuersätze bzw. Durchleitungsentgelte und Transportkosten für Brennstoffe frei Kraftwerk die Wirtschaftlichkeit verschiedener Kraftwerkskonzepte und damit die Kraftwerksstruktur. In einem zusammenwachsenden Europa stellt sich daher die Frage inwieweit es zu einer Harmonisierung der energie- und umweltpolitischer Rahmenbedingungen kommen kann, und welche Auswirkungen eine solche Anpassung auf die nationalen bzw. die gesamteuropäische Stromerzeugungskapazitäten hat. Zusätzlich wird der Stromaustausch begrenzt durch bestehende Kuppelkapazitäten des europäischen Höchstspannungsnetzes. Es ist zu überprüfen inwieweit die Beseitigung von bestehenden Netzengpässen bzw. die Netzerweiterung prinzipiell die nationalen Stromsalden beeinflusst und damit zu einer verstärkten Liberalisierung des europäischen Strommarktes beiträgt. Zur Analyse der Auswirkungen unterschiedlicher Instrumente auf den europäischen Strommarkt erfolgt eine integrierte Betrachtung mit einem Modell des europäischen Strommarktes. Grundlage des Modells des europäischen Elektrizitätssektors ist der im Rahmen des Energy Technology Systems Analysis Programme (ETSAP) der Internationalen Energieagentur (IEA) am IER Stuttgart mitentwickelte Modellgenerator TIMES. TIMES lässt sich wie folgt zusammenfassend charakterisieren. Es ist ein prozessanalytisches, dynamisches Modellschemata, mit dem ein Energiesystem technologisch detailliert als ein Netzwerk von Prozessen (z. B. Kraftwerkstypen, Verkehrstechnologien) und Gütern (Energieträgern, -formen, Material) abgebildet wird. Mit Hilfe eines solchen flexiblen Modellansatzes lassen sich gesamte Energiesysteme aber auch einzelne Sektoren technologisch detailliert abbilden. Das Energiesystem wird dabei durch Gleichungen mathematisch beschrieben und hinsichtlich einer Zielfunktion optimiert. In den Fällen, in denen eine kostenoptimale Lösung gesucht wird, beschreibt die Zielfunktion die gesamten Kosten des Energiesystems im betrachteten Zeitraum. Durch Angabe von Rahmenbedingungen lassen sich unterschiedliche Fragestellungen formulieren, beispielsweise die kostengünstigste Umsetzung von Treibhausgasminderungszielen. Das mit dem Modellgenerator TIMES entwickelte Strom-Systemmodell TIMES-EE ist ein technischorientiertes Modell, das im Rahmen der vorliegenden Analyse die Stromwirtschaft der Mitgliedsstaaten der EU- 25 jeweils einschließlich der Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen detailliert für den Zeitraum von 2000 bis 2030 abbildet. Zur Erfassung der stromwirtschaftlichen Austauschbeziehungen und der Möglichkeiten des Emissionshandels werden zudem die Anrainerstaaten Schweiz und Norwegen mit modelliert. Innerhalb eines Betrachtungszeitpunktes wird das Jahr in 5 Typtage differenziert, wobei jeder dieser Typtage sich wiederum aus fünf zeitlichen Teilsegmenten zusammensetzt. Als Optimalitätskriterium wird unterstellt, dass im Sinne eines vollständigen Wettbewerbs auf dem europäischen Strommarkt die über die gesamte betrachtete Region aufsummierten Kosten minimiert werden sollen. Um das einzelwirtschaftliche Verhalten der Unternehmen zu simulieren, wird eine reale Diskontrate von 10 % unterstellt, mit der sich die Investitionen zu amortisieren haben. Abgesehen von technischen Restriktionen der Anlagen, erfolgt die Einsatzentscheidung auf Basis der hinterlegten ökonomischen Größen. Durch Koppelung der verschiedenen Regionen ergibt sich ein interregionales Wettbewerbsgefüge, das immer dann zu einem Stromaustausch im System führt, wenn die Differenz in den Grenzkosten der Lastdeckung eines bestimmten Lastbereichs zu einem bestimmten Zeitpunkt größer ist als die Summe aus Durchleitungsentgelten und monetarisierten Übertragungsverlusten. Für den im Modell nachgebildeten Strommarkt ergeben sich hieraus sowohl intra- als auch interregionale Wettbewerbsbeziehungen. 1 Heßbrühlstr. 49a, Stuttgart, Tel.: , Fax.: , MB@ier.uni-stuttgart.de

16 IEWT 05 3 Das Modell TIMES EE basiert auf einer detaillierten Technologiedatenbank, mit deren Hilfe die europäischen Elektrizitätsversorgungssysteme entsprechend der Staatsgebiete in verschiedene Modellregionen unterteilt werden. Das Modell setzt sich damit aus den Erzeugungs-, Transport- und Verteilungstechnologien in 27 einzelnen Regionen zusammen, wobei die Regionen über die modellierten Kuppelstellen miteinander verbunden sind. Die einzelnen existierenden Kraftwerksblöcke sind dabei in repräsentative Kraftwerksgruppen zusammengefasst, strukturiert nach Leistungsgröße, Baualter und Feuerungsart. Als Zubauoptionen werden je Brennstoff ebenfalls unterschiedliche Leistungsklassen differenziert, ebenso werden reine Kondensationskraftwerke und KWK-Anlagen unterschieden. Die in der Technologiedatenbank enthaltenen Daten berücksichtigen sowohl den technologischen Fortschritt als auch angenommene Preisentwicklungen im Kraftwerksmarkt. Mit der zeitlichen Differenzierung der Technologiedaten wird auch datenseitig die dynamische Betrachtungsweise des Modells unterstützt. Zusätzlich besteht im Modell auch die Möglichkeit, bestehende Kraftwerke durch effizienzsteigernde Maßnahmen oder lebensdauerverlängernde Maßnahmen in ihrer ökonomischen Einordnung zu verändern. Die unterschiedlichen Rahmenbedingungen der verschiedenen Regionen werden anhand regional differenzierter Größen wie Brennstoffpreisen, Potenzialen erneuerbarer Energieträger und für die jeweilige Region charakteristischen Lastkurven der verschiedenen Kundengruppen (Haushalte, Gewerbe, energieintensive und energieextensive Industrie, Landwirtschaft, Verkehr) erfasst. Neben den Energieflüssen werden dabei u. a. auch die energiebedingten Treibhausgasemissionen modelliert, so dass es möglich ist, für den europäischen Strommarkt auch Möglichkeiten eines Emissionshandels zu betrachten. Die Szenarienanalyse der Instrumente 1. Emissionshandel national, Emissionshandel in der EU-15 bzw. dessen Ausweitung auf die EU-25, 2. Harmonisierung der Erdgasbesteuerung in Europa, 3. Ausbau der Kuppelkapazitäten, 4. nationale und EU-weite Ziele für den Marktanteil der erneuerbaren Energien ergibt unterschiedliche Auswirkungen auf den europäischen Strommarkt, die sich im Einzelnen wie folgt zusammen fassen lassen: Die Übertragung der nationalen Emissionsminderungsziele auf die Stromerzeugung führt zu marginalen Vermeidungskosten zwischen 5 und 10 Euro/t CO2 im Jahr Bis 2030 ist ein Anstieg auf 22,5 bis nahezu 35 Euro/ CO2 in einem Softlanding- Emissionspfad zu beobachten. Die EU-15 bzw. EU-25 profitiert bei Erreichung von Treibhausgasminderungszielen vor allem von der hot air von Polen. Dadurch reduzieren sich die Zertifikatspreise. Die Harmonisierung der Erdgasbesteuerung führt mittelfristig wie es zu erwarten istzu einer Reduktion der Stromimporte bzw. exporte in Europa. Speziell Länder mit hohen Erdgassteuern wie Deutschland profitieren hiervon. Werden die nationalen Quoten für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien umgesetzt, wird das Kyoto- Ziel im Bezug auf die Strom- und Fernwärmeerzeugung automatisch erreicht. Die Preise für Green Zertifikate sind jedoch erheblich höher als die für CO2-Zertifikate. Nationale Quoten aus der EU-Richtlinie Erneuerbare Energien und deren Fortschreibung berücksichtigen demnach nicht die nationale Angebotssituation an kostengünstigen Optionen. Der Ausbau der Kuppelkapazitäten zwischen den Ländern führt zu kaum veränderten Stromsalden. Hiervon wird jedoch der Preis für peak-load erheblich beeinflusst. Insgesamt ist fest zu stellen, dass einheitliche Rahmenbedingungen auf europäischer Ebene (z. B. Steuerharmonisierung, Förderung der Erneuerbaren, Förderung der KWK) wesentliche Voraussetzungen für einen funktionierenden Wettbewerb auf den Stromhandels- und Zertifikatsmärkten sind.

17 IEWT 05 4 Perspektiven der Entwicklung des liberalisierten mitteleuropäischen Strommarktes Reinhard Haas 2 TU Wien, Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft 1. Motivation und zentrale Fragestellung Die Realisierung von Wettbewerbspreisen in einem möglichst einheitlichen europäischen Strommarkt ist eines der wichtigsten Motive der Europäischen Kommission für die Liberalisierung der Strommärkte. Dieser Wettbewerb soll durch drei Maßnahmen realisiert werden: Öffnung der Märkte, Unbundling, und vorgegebene Netzzugangsmodelle. Diese Vorstellung ist aber von äußerst simplifizierten Annahmen in Bezug auf die Funktionsweise von Märkten aus. Vor allem das potenzielle strategische Verhalten von Stromerzeugern und Netzbetreibern wird in diesen Überlegungen weitgehend vernachlässigt. Darüber hinaus ist es derzeit so, dass ein einheitlicher europäischer Strommarkt aufgrund von Engpässen zwischen verschiedenen Teilmärkten praktisch nie realisierbar scheint. In diesem Beitrag betrachten wir den mitteleuropäischen Strommarkt. Die zentralen Fragestellungen lauten: Wie stellt sich die Situation dieses Marktes in Gesamteuropa dar? Was sind die bisherigen Erfahrungen mit der Implementierung von Wettbewerb im mitteleuropäischen Strommarkt? Welche fundamentalen Rahmenbedingungen wären notwendig, um langfristig effektive Wettbewerbspreise im mitteleuropäischen Strommarkt zu garantieren? Wie sind die Zukunftsperspektiven für Wettbewerbspreise in der erweiterten EU einzuschätzen? Von zentraler Bedeutung sind letztendlich die folgenden Fragen: Wird das mitteleuropäische Oligopol in Richtung Monopolpreise streben oder ist es für die derzeit den Markt beherrschenden Unternehmen langfristig zielführender um neue Spieler garantiert vom Markt fernzuhalten ein Preisniveau anzustreben, das geringfügig unter den langfristigen Grenzkosten liegt? Welche Kraftwerkstypen werden diese Grenzkosten bestimmen? 2. Methodische Vorgangsweise Die Analyse gliedert sich in drei Teile: (a) zunächst werden die Grenzen des mitteleuropäischen Strommarkts diskutiert; (b) weiters werden die historischen Entwicklungen der letzten Jahre seit Beginn der Liberalisierung untersucht, (c) Schließlich wird die zukünftige Entwicklung anhand von empirischen Daten für den mitteleuropäischen Strommarkt bis ca analysiert. Für die Punkte b) und c) wird die Auswirkung der folgenden Aspekte auf die Strompreisbildung (Preis = kurzoder langfristige Grenzkosten oder strategisch festgesetzt) untersucht: Stromverbrauch Verfügbarkeit an Kraftwerks- (über-)-kapazitäten; Gas- und Kohlepreise Anzahl der Erzeuger und deren potenzielle Marktmacht im Bereich der Stromerzeugung; Grenzüberschreitende Netzkapazitäten; Einfluss der Osterweiterung. 3. Ergebnisse Die wichtigsten Ergebnisse dieser Analyse sind: Die Realisierung von Wettbewerbspreisen, die den kurzfristigen Grenzkosten entsprechen, ist in Mitteleuropa in den nächsten Jahren praktisch äußerst unwahrscheinlich; Langfristig ist zu erwarten, dass die Preise stark oszillieren werden, wobei allerdings das generelle Preisniveau unter jenem der langfristigen Grenzkosten liegen wird, vgl Abb 1.; 2 Gusshausstrasse 27-29/373-2, 1040 Wien, Tel , Fax , Reinhard.Haas@tuwien.ac.at

18 IEWT 05 5 Als Grenzkostenkraftwerk, das die Preise nach oben limitiert, ist grundsätzlich, sowohl bei Grund- als auch bei Spitzenlast ein GuD- Kraftwerk zu betrachten, allerdings mit unterschiedlichen Vollaststunden; Da entsprechend dieser Argumentation zwar der Neubau von Kohlekraftwerken (ohne Emissionshandelsbetrachtung) wirtschaftlich ist, diese aber nicht von IPPs gebaut werden können, bleibt somit IPPs der Marktzutritt verwehrt; Die Auswirkungen der Osterweiterung sind vor allem von der Entwicklung der Übertragungskapazitäten abhängig. Allerdings gibt es derzeit keine plausibles Szenario, in dem es aufgrund der Osterweiterung zu deutlichen Preisveränderungen in Mitteleuropa kommt. Preis (EUR/MWh) Langfristiges Durchschnittspreisniveau Entwicklung der tatsächlichen Spot- bzw. Terminmarktpreise? Langfristige Grenzkosten Kurzfristige Grenzkosten Zeit Abb. 1: Bandbreite der zukünftigen Entwicklung der Spot- und Terminmarktpreise in Mitteleuropa 4. Schlußfolgerungen Die wichtigste Schlussfolgerung aus diesen Analysen lautet: Das Preisniveau wird auch ohne echten Wettbewerb geringfügig unter den langfristigen Grenzkosten bleiben. Allerdings ist dazu sicherzustellen dass zumindest ein europaweit rigoroses Unbundling die vertikale und horizontale Integration (bezogen auf Erzeugung/Aufbringung und Übertragungsnetz) der Strom- und Gasversorgung beendet. Weiters müsste sichergestellt werden, daß der Strommarkt tatsächlich anfechtbar bleibt. Ohne diese Randbedingung würde der Strompreis langfristig auf ein Niveau steigen, dass deutlich über den langfristigen Grenzkosten zu liegen kommen könnte.

19 IEWT 05 6 Portfoliomanagement und Risikoprämien auf dem Strommarkt Georg Erdmann Technische Universität Berlin, Institut für Energiesysteme 1. Risikoprämien von Preisrisiken aus theoretischer Sicht 2. Wertschöpfungsbeitrag des Risikonanagemanagements 3. Ex-post-Risikoprämien auf dem deutschen Strommarkt 4. Modellierung der Ex-Ante-Risikoprämien 5. Implikationen für das Portfolio-Management

20 IEWT 05 7 Analyse der Strompreiskomponenten für Haushalte in Deutschland seit der Liberalisierung Felix Müsgens 3, Christian Growitsch 4 Universität zu Köln, Universität Lüneburg 1. Zentrale Fragestellungen Wie haben sich die Endverbraucherpreise für Strom in Deutschland seit der Liberalisierung entwickelt? Welchen Einfluss hat hierbei das Marktdesign? An welchen Stellen bestehen noch Potentiale zur Effizienzverbesserung? 2. Kurzgliederung Die deutschen Energiemärkte wurden 1998 liberalisiert. Die Liberalisierung hatte bedeutende Auswirkungen auf die Strompreise in Deutschland. Am Beispiel der Endverbraucherpreise soll diese Entwicklung im Folgenden diskutiert werden. Abbildung 1 zeigt die Entwicklung der Strompreise für einen repräsentativen deutschen Haushalt. Ausgehend von dieser Abbildung wird die Entwicklung der Preise aufgeteilt nach Komponenten analysiert. Abbildung 1: Entwicklung der Haushaltsstrompreise in Deutschland Euro/MW Generation Transmission, Distribution Renewable Energy Act (EEG) CHP Act Electricity Tax Concession Levy VAT Im regulierten Markt orientierten sich die Preise im Erzeugungsbereich an den Durchschnittskosten. Nach Einleitung der Marktliberalisierung sanken die Preise auf das Niveau kurzfristiger Grenzkosten. Überkapazitäten verursacht durch die Kostenregulierung und den daraus resultierenden Verdrängungswettbewerb nach der Liberalisierung werden als Gründe für diesen Regimewechsel und das damit verbundene starke Absinken der Preise diskutiert. Der Abbau der Überkapazitäten und zunehmende Konzentration auf dem deutschen Markt ermöglichten (vgl. Müsgens (2004)) ab September 2001 ein Ablösen der Preise von den kurzfristigen Grenzkosten. Im Netzbereich wird der deutsche Sonderweg des verhandelten Netzzugangs analysiert, bei der Regulierung des natürlichen Monopols zunächst auf eine Regulierungsbehörde zu verzichten. Die Preiskomponenten in diesem Bereich, die so genannten Netznutzungsentgelte, sind weder in den ersten Jahren nach der Liberalisierung (vgl. Kühn/Schulz (2002)) 5 noch in der zweiten Hälfte des betrachteten Zeitraum nennenswert gesunken. Dies führen Growitsch/Wein (2004) auf die institutionelle Ausgestaltung des Regulierungsarrangements zurück, das 3 Energiewirtschaftliches Institut und Graduiertenkolleg Risikomanagement, Albertus-Magnus-Platz, Köln, Deutschland, Tel , muesgens@wiso.uni-koeln.de. 4 Abteilung für Wirtschaftspolitik,, Deutschland, growitsch@uni-lueneburg.de

21 IEWT 05 8 insbesondere günstigen Anbietern risikolose Preiserhöhungen ermöglichte, ohne dass diese den Eingriff der Kartellbehörden befürchten mussten. Eine weitere Komponente der Strompreise, die bei Haushaltskunden im Jahr 2004 rund 40 % ausmacht, sind Steuern und Abgaben. Auf Grund der in Zukunft noch deutlich ansteigenden Belastung durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG), bildet dieses hier den Schwerpunkt unserer Analyse in diesem Kapitel. Literatur Growitsch, C./ Wein, T., 2004, Negotiated third party access an industrial organisation perspective. Working Paper No Lueneburg: University of Lueneburg (preliminary draft) Müsgens, F. 2004, Market Power in the German Wholesale Electricity Market, EWI Working Paper, Kühn, C./Schulz, W. (2002), Vergleich der Preise für Netznutzung in ausgewählten Netzbereichen in Europa, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 4/2002, pp

22 IEWT 05 9 Zukünftiger Wert der Stromerzeugung aus Wasserkraft Univ.-Doz. Dipl.-Ing. Dr. techn. Hermann Egger 6(1), Dipl.-Ing. Wolfgang Lyssy (1), Dipl.-Ing. Dr. techn. Michael Marketz (1) ; Univ.-Prof. Dr.-Ing. Hans-Jürgen Haubrich 7(2), Dipl.-Ing. Thomas Hartmann (2), Dipl.-Ing. Gerd Hinüber (2), Dr.-Ing. Heiko Neus (2) KELAG - Kärntner Elektrizitäts-Aktiengesellschaft (1) ; RWTH Aachen (2) Im liberalisierten europäischen Markt für elektrische Energie bieten sich Erzeugungsunternehmen derzeit attraktive Vermarktungsmöglichkeiten sowohl an Märkten für elektrische Fahrplanenergie als auch an den unlängst entstandenen Märkten für Systemdienstleistungen. Darüber hinaus sieht sich die Energiewirtschaft einer Reihe von weiteren einschneidenden Veränderungen gegenüber. Neben der Ausweitung des Marktes und damit der Änderung sowohl der Angebots- als auch der Nachfragestruktur durch die Osterweiterung der Europäischen Union sind hier der Handel mit Emissionszertifikaten sowie die Wasserrahmenrichtlinie des Europäischen Rates und des Parlaments als europaweit wirkende Veränderungen zu nennen. Daneben stehen eine Vielzahl nationaler energiepolitischer Entscheidungen, wie bspw. politisch angestrebte Förderziele der regenerativen Elektrizitätserzeugung oder das Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Stromerzeugung in Deutschland, die ebenfalls Rückwirkungen auf das gesamteuropäische System der elektrischen Energieversorgung haben werden. Vor diesem Hintergrund stellt sich für Stromerzeugungsunternehmen die Frage, ob ihr Erzeugungsportfolio den geänderten Rahmenbedingungen entsprechend zusammengesetzt ist oder ob eine Anpassung oder Erweiterung des eigenen Erzeugungsparks ökonomisch sinnvoll erscheint. Allgemein stehen Erzeugungsunternehmen bei derartigen Fragestellungen vor der Notwendigkeit, die Rentabilität der meist sehr kapitalintensiven und durch lange Abschreibungszeiten gekennzeichneten Projekte nachhaltig abzuschätzen. Die Rentabilität einer derartigen Investition wird über die Relation zwischen wohlbekannten Investitionsaufwendungen und demgegenüber nur unsicher einschätzbaren Erlösen über die Betriebsdauer bestimmt. Ziel ist es, den recht genau bekannten annuitätischen Kosten eine nachhaltige, den möglichen unsicheren Entwicklungen der europäischen Energiewirtschaft Rechnung tragende Abschätzung der zu erwartenden jährlichen Erlöse gegenüberzustellen. Hierzu werden im Rahmen dieses Vortrags folgende Fragen beantwortet: Wodurch bzw. an welchen Märkten können Erlöse durch zusätzliche Erzeugungsleistung erwirtschaftet werden? Welche Eingangsgrößen beeinflussen maßgeblich die erwartbaren Erlöse? Welche Entwicklungen können die Einflussgrößen zukünftig nehmen? Wie lässt sich die Rentabilität aus den Einflussgrößen ableiten? Im Fokus aller angestellten Untersuchungen steht dabei der Zubau von Pumpspeicherkraftwerksleistung im System der europäischen Elektrizitätsversorgung. 6 Arnulfplatz 2, A-9020 Klagenfurt, Tel , Fax , hermann.egger@kelag.at 7 Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, Schinkelstrasse 6, D Aachen, Tel , Fax , haubrich@iaew.rwth-aachen.de

23 IEWT Session 1 A: Internationale Erfahrungen in liberalisierten Strommärkten Claudia KEMFERT (DIW Berlin) Der Strommarkt in Europa zwischen Liberalisierung und Klimaschutz - Herausforderungen für die zukünftige deutsche Energieversorgung Nenad KESERIC (TU Wien), Marcelo SAGUAN (Université Paris Sud) Einfluss der Netzkapazitäten und Marktmacht auf die Preisbildung im liberalisierten Markt: ein Agent-Based Ansatz Dietmar DÜRR (Inagendo GmbH) Energiepolitik: Nationale Standortpolitik versus europäische Harmonisierung Ingo ELLERSDORFER (IER Stuttgart) Auswirkungen von Terminhandel auf potenzielle Marktmacht im deutschen Elektrizitätsmarkt Analysen mit einem zweistufigen COURNOT-Modell Marc PETZ, Klaus-Dieter MAIER, Thomas SCHELLENBERG (AT Kearney) Industriekonsolidierungsmuster europäischer Energiewirtschaften im Vergleich Alfred KALLIAUER, Martin URLESBERGER (VERBUND) Konzept einer praktikablen Schnittstelle zwischen Erzeugung und Trading im liberalisierten Markt bezogen auf ein Wasserkraftsystem

24 IEWT Der Strommarkt in Europa zwischen Liberalisierung und Klimaschutz- Herausforderungen für die zukünftige deutsche Energieversorgung Claudia Kemfert 8 Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, Humboldt Universität Berlin Der Europäische Strommarkt steht vor zwei wesentlichen Herausforderungen: Wettbewerb und Klimaschutz. Die Liberalisierung des Stromsektors in Europa führt seit der Einführung der Richtlinie der Europäischen Kommission im Jahr 1997 zu verstärktem Wettbewerb zwischen den Stromanbietern. Die 2003 verabschiedete Richtlinie des Europäischen Rates für den Handel mit Emissionsrechten zielt auf die Verringerung des Ausstoßes von Kohlendioxid. Damit haben diejenigen Stromanbieter einen Wettbewerbsvorteil, die kosteneffizient und zugleich umwelt- bzw. klimaschonend Strom produzieren. Zudem empfiehlt die Europäische Kommission in ihrem Weißbuch von 1997, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2010 auf 22 % zu erhöhen. Die Stromerzeugung in Deutschland steht aufgrund des altersbedingten Ausscheidens konventioneller Kraftwerke in den nächsten 10 bis 20 Jahren vor der Frage, wie in Zukunft die Versorgungssicherheit kosteneffizient und zugleich klimaschonend erreicht werden kann. Für Kraftwerksbetreiber entsteht gerade in Deutschland damit die einmalige Chance, langfristige Wettbewerbsvorteile auf den internationalen Strommärkten durch rechtzeitige Investitionen in zukunftsweisende Technologien zu gewinnen. 8 Königin Luise Strasse 5, Berlin, ckemfert@diw.de

25 IEWT Einfluss der Netzkapazitäten und Marktmacht auf die Preisbildung im liberalisierten Markt: ein Agent-Based Ansatz Nenad Keseric 9, Reinhard Haas, Marcelo Saguan 10 TU Wien, Université Paris Sud Eine sichere Stromversorgung ist eine fundamentale Voraussetzung für die wirtschaftliche, soziale und kulturelle Entwicklung Österreichs. Mit der Liberalisierung der Strommärkte haben sich die diesbezüglichen Rahmenbedingungen verändert. Das Ziel der Liberalisierung der Strommärkte war es, durch Einführung von Wettbewerb die Strompreise zu reduzieren. Diese Überlegung basiert vor allem auf historisch aufgebauten Überkapazitäten sowohl im Bereich der Kraftwerke als auch der Netze. Daraus resultiert, dass die Investitionen in den liberalisierten Strommärkten unter Billigstpreisen auf den Spotmärkten auf ein Minimum reduziert wurden, unwirtschaftliche Kraftwerke stillgelegt wurden und da der Stromverbrauch allerdings kontinuierlich ansteigt die Überkapazitäten sowohl bei den Kraftwerken als auch bei den Netzen sukzessive abnehmen. Dies treibt die Strompreise nach oben und führt allerdings dazu, dass auch Versorgungssicherheit 11 kontinuierlich abnimmt bzw. dass die Auslandsabhängigkeit durch zunehmende Importe steigt. Die Preisentwicklungen in Europäischen Strommarkt lassen erkennen, dass große Marktspieler und durch Konzentrationsprozesse entstehende Großanbieter Erzeugungseinheiten strategisch einsetzen könnten um die Engpässe im Netz zu verursachen und höhere Strompreise und damit auch höhere Rendite zu erreichen. Zur Beantwortung der Frage welche Markstrukturen und europäischen Rahmenbedingungen für einen effizienten Stromübertragungsmarkt notwendig sind wurde ein Agent-Based Simulationsmodell entwickelt. Methodik Die Methodik der Arbeit basiert auf der Analyse der schon bestehenden Netz- und Erzeugungskapazitäten an dem mitteleuropäischen Markt und deren Entwicklung in der Zukunft. Seit dem Begin der Liberalisierung entstand eine zahlreiche Literatur die sich mit der neuen Aufgaben in den deregulierten Märkten und Problemen die dadurch entstanden sind beschäftigten. Die sehr komplexe Abhängigkeiten und Wechselwirkungen zwischen den verschiedenen Teilnehmern am liberalisierten Strommarkt sind in der Literatur analysiert mit der Hilfe von Optimierungsmodellen die sich meistens auf Spieltheorie (Game theory) basieren. Im unterschied zu den früheren Modelansätzen und Versuchen, basiert sich dieses Modell auf einem komplett neuen Ansatz der in der Literatur als Agent-Based Modeling and Simulation (ABMS) bekannt ist. Die Teilnehmer am Markt werden durch einen Agent dargestellt. Die Agenten lernen mit der Zeit und sind sehr aktiv am Markt damit sie die beste Strategie finden um den Gewinn zu maximieren. Die Konsumenten sind durch Nachfragekurve repräsentiert die einen elastischen und unelastischen Teil hat. 9 Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, Gusshausstrasse 25/373-2, 1040 Wien, Tel , Fax , keseric@eeg.tuwien.ac.at 10 SUPELEC & GRJM, Faculté Jean-Monnet,, Paris XI, France 11 Ereignisse wie die Stromausfälle in den USA, in London oder beim österreichischen beinahe Blackout am 27. August dieses Jahres zeigen dass die Sicherheit und ein langfristiges Ausbauplan der Energiesystems eine wesentliche Rolle spielen

26 IEWT Agenten Learning Algorithmus Marktstruktur Erzeigungs- Kapazitäten nach Technologien und Eigentümer Verbrauch Marktarchitektur Implicite Auktion (Nodal/zonal pricing) Explizite Auktion Netzmodel Marktpreis, Effizienz P CMg P Lerner Index 4 Agenten Verhalten Verbrauch und Marktstruktur Netzkapazitäten Abbildung 2. Das Agent Based Simulationsmodel Ergebnisse Diese Konzentrationsprozesse und Engpässe bei der Erzeugung und Netz können zu einem beträchtlichen Problem für einen effizienten europaschen Wettbewerbsmarkt werden. Deswegen wurden sowohl die Entwicklung der Erzeugungskapazitäten und Netzkapazitäten auf den wichtigsten europäischen Märkten (EU- 25) als auch die Preisentwicklungen im Bezug auf Tendenzen der weitergehenden Marktkonzentration untersucht. Es wurden bestimmte regionale Übertragungsnetze und interessante Fallstudien genau analysiert an europäischen Märkten. Besonderen Augenmerk wurden den Versteigerungen der Kapazitäten (Auktionen) an den kritischen Grenzübergangsstellen gewidmet: Österreich-Tschechien Österreich Schweiz-Italien Deutschland - Niederlande- Belgien-Frankreich Frankreich Schweiz-Italien Die Preisentwicklungen werden in Abhängigkeit von Übertragungsnetzkapazitäten und Marktstruktur wie z.b. Gründung der Österreichnischen Stromlösung (ÖSL), Privatisierung der EdF und ENEL usw. in verschiedenen Szenarien untersucht und dargestellt.

27 IEWT Energiepolitik: Nationale Standortpolitik versus europäische Harmonisierung Dietmar Dürr 12 Inagendo GmbH Der historische Aufbau der Energieindustrie vollzog sich weltweit entlang der nationalen Interessen. In den meisten Ländern entstanden Versorgungsunternehmen als Staats- bzw. Kommunalunternehmen. Auch mit der europäischen Energiemarktliberalisierung, eingeleitet mit den EU-Richtlinien 1996, hat sich an der Staatsnähe der Energiewirtschaft nur graduell etwas geändert. Immer noch ist Energiepolitik zuvorderst nationale Interessen-, Standort- und Strukturpolitik. Der Beitrag zur IEWT 2005 versucht, die Interessenpositionen und Motive der politischen Akteure in EU-Kommission und Ländern sowie am Beispiel Deutschlands die Positionen innerhalb von Bund, Ländern, Kommunen und Parteien herauszuarbeiten, die die praktischen Rahmensetzungen für Regulierer und Unternehmen nach wie vor bestimmen. Dabei weist der Autor auf der Basis seiner Tätigkeit im Bundestag nach dass energiepolitische Entscheidungsprozesse häufig auf nur kurzfristig basierenden politischen Konstellationen und selten auf einem langfristig gültigen Energieszenario beruhen. Der Durchbruch der ersten EU-Richtlinie für Strom & Gas 1996 war das Resultat einer kurzfristigen Interessenkoalition zwischen dem französischen Industrieminister Borotra und Bundeskanzler Kohl. Die Franzosen wollten den Service Publique und den Acheteur unique in der Richtlinie vereinbart wissen, der Kanzler und sein Wirtschaftsminister setzten auf billige Strompreise für die deutsche Industrie. Motive, Positionen und politische Handlungen haben selten etwas mit gemeinsamen Visionen für die Deregulierung einer Branche zu tun. Während die EU-Kommission die Deregulierung im Rahmen ihrer Wirtschaftskompetenzen betreibt (ein Energiekapitel in den Europäischen Verträgen fehlt bisher), verfolgen die einzelnen EU- Mitgliedsländer standortgeleitete Interessen: Frankreich fühlt sich stark dem Service Publique verpflichtet, Österreich möchte seine Energiewirtschaft in nationalem Besitz halten, Deutschland verfolgt eine Reihe von lose bzw. unverbundenen Energiepolitiken: Sicherung des nationalen Energiesockels, Atomausstieg, CO2- Reduzierung und Ausbau Erneuerbarer Energien, Sicherung von Arbeitsplätzen, Bestandsschutz für kommunale Unternehmen etc.. Der Beitrag für die IEWT soll die Hintergründe & Motive für die Energiepolitiken der EU- Länder, mit Schwerpunkt Deutschland, herausarbeiten, die Treiber Standortpolitik, Strukturpolitik, Umweltpolitik, Versorgungssicherheit & Arbeitsmarktpolitik identifizieren und ihre Relevanz für die Formulierung der nationalen Rahmengesetzgebung herausarbeiten. Eine Case Study bietet die aktuelle Diskussion um das deutschen Energiewirtschaftsgesetz, das z.zt. in erster Lesung im Bundestag (28.10.) und Ausschüssen behandelt wird und zur Zeit der IEWT Tagung voraussichtlich im Vermittlungsverfahren sein wird. 12 Ahrstrasse 1, D Niederkassel, Tel.: ; Fax: ; Dietmar Dürr war von 1995 bis 1999 als Assistent des Energiepolitischen Sprechers der SPD-Bundestagsfraktion an der Umsetzung der EU-Binnenmarktrichtlinien sowie der Entwicklung des deutschen EnWG beteiligt. Von 1999 bis 2001 war er Senior Berater Energiewirtschaft bei Oracle, von 2002 bis 2004 Business Development Manager bei KEMA. Seit ist er Geschäftsführer der Inagendo GmbH, einem auf Energiepolitik & Regulierung spezialisierten Beratungsunternehmen.

28 IEWT Auswirkungen von Terminhandel auf potenzielle Marktmacht im deutschen Elektrizitätsmarkt Analysen mit einem zweistufigen COURNOT-Modell Ingo Ellersdorfer 13 Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), Universität Stuttgart 1. Motivation und zentrale Fragestellung Die erzeugerseitige Marktkonsolidierung im deutschen Elektrizitätssektor hat in den vergangenen Jahren zu steigender Marktkonzentration und einer weiteren Stärkung der vier großen Elektrizitätsversorgungsunternehmen geführt. Eine Tendenz zur Verringerung der dominanten Marktpositionen von RWE Power AG, E.ON Energie AG, Vattenfall Europe AG und EnBW AG ist in näherer Zukunft nicht zu erwarten. Verschiedene Untersuchungen kommen zu dem Ergebnis, dass die oligopolistische Marktstruktur zur potenziellen Ausübung von Marktmacht führen und sich strategisches Verhalten der EVU nachteilig auf die Marktergebnisse auswirken kann. [1-4] Auf Grund der technischen und strukturellen Besonderheiten eröffnen sich in Elektrizitätsmärkten erhebliche Potenziale für strategisches Verhalten, deren Ausübung und Folgen ex post nur schwer zu diagnostizieren sind. Aus ökonomischer Sicht gibt es verschiedene Möglichkeiten mit marktkonformen Instrumenten die Wettbewerbsintensität im Elektrizitätsmärkten zu erhöhen und potenzielle Marktmacht zu vermindern. Neben der Stärkung des interregionalen Stromhandels durch einen Ausbau der Kuppelleitungskapazitäten [3] und die Beseitigung von Markteintrittshemnissen, kann die Einführung eines funktionsfähigen Terminmarktes zum Abbau bestehender Marktbeeinflussungspotenziale und sinkenden Großhandelspreisen führen. Forward- und Futuresmärkte bieten dabei nicht nur Risikomanagementinstrumente an, sondern können darüber hinaus von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen auch aus strategischen Gründen genutzt werden. Die Untersuchung fokussiert auf den Zusammenhang zwischen strategischen Spot- und Terminmarktentscheidungen von EVU bei unvollständigem Wettbewerb am Beispiel des liberalisierten deutschen Elektrizitsmarktes. 2. Methodische Vorgehensweise Im vorliegenden Beitrag wird mit Hilfe eines deterministischen zweistufigen Cournot-Modells für den deutschen Elektrizitätsmarkt analysiert, wie sich der Handel mit Terminkontrakten auf das vorhandene Marktmachtpotenzial der dominanten EVU auf Großhandelsebene auswirkt. Ausgehend von einer Darstellung der aktuellen Marktstruktur in Deutschland, wird ein Cournot-Modell, auf der Grundlage der Untersuchungen von Allaz [5] und Allaz und Vila [6,7] um einen Terminmarkt erweitert. Vor dem Hintergrund der spezifischen Angebots- und Nachfragebedingungen im deutschen Elektrizitätsmarkt, kann das Ausmaß der vorhandenen Marktbeeinflussungspotenziale quantifiziert sowie die wettbewerbsinduzierende Wirkung zunehmenden Terminmarkthandels auf die Marktergebnisse untersucht werden. In Rahmen der Modellanalyse wird die am Terminmarkt kontrahierte Angebotsmenge der Unternehmen RWE Power AG, E.ON Energie AG, Vattenfall Europe AG und EnBW AG exogen variiert, um den Einfluss des Terminmarkthandels auf die strategischen Marktbeeinflussungspotenziale in unterschiedlichen Zeit- und Lastsegmenten darzustellen. Der Vergleich der Großhandelspreise bei unterschiedlichen Kontrahierungsgraden lässt damit u. a. eine Analyse der Veränderung der marktmachtbedingten Mark-ups zu. 3. Ergebnisse Die Modellanalyse zeigt, dass die Einführung eines Terminmarktes zu steigender Wettbewerbsintensität und sinkenden Großhandelspreisen im Elektrizitätsmarkt führt. Da sich die Elektrizitätsversorgungsunternehmen bei ihrer Entscheidung über den Abschluss von Terminkontrakten in einem Gefangenendilemma befinden, erscheint es für das einzelne Unternehmen vorteilhaft zu sein, zukünftige Absatzmenge über Derivate zu kontrahieren. Nutzt ein einzelnes Unternehmen die Möglichkeit seinen zukünftigen Marktanteil durch den Verkauf von Terminkontrakten (Short-Position) zu erhöhen, kann es seine Deckungsspanne mit zunehmendem Kontrahierungsgrad zunächst erhöhen, bevor sich der Unternehmenserfolg bei weiter steigendem Kontrahierungsgrad wieder verringert und das EVU sein strategisches Marktbeeinflussungspotenzial verliert. Für jedes EVU gibt es damit bei Gewinnmaximierung eine optimale Kontraktmenge. Die optimale Kontraktmenge und der damit verbundene Erfolg ist u. a. abhängig von der Größe des Unternehmens, der installierten Kraftwerksleistung und den Kostenstrukturen. 13 Heßbrühlstraße 49a, Stuttgart, Deutschland, Tel.: ; Fax:

29 IEWT Da jedes einzelne Unternehmen erwartet seine Absatzmenge und seinen Marktanteil im physischen Markt über den Verkauf von Terminkontrakten zu vergrößern, kommt es im Ergebnis zu steigenden Gesamtangebotsmengen. Die Unternehmen weiten durch den Terminhandel ihre individuelle Produktionsmengen über das gewinnoptimale Maß aus, wodurch die Preise im Großhandelsmarkt sinken. Es lässt sich zeigen, dass bei einem mittleren Kontrahierungsgrad der vier dominanten EVU von etwa 45 bis 55 % die Gesamtangebotsmenge im Off-Peak-Load um etwa 6 bis 10 % und im Peak-Load um etwa 12 bis 15 % zunimmt. Diese Angebotssteigerungen sind mit 17 bis 27 %igen (Off-Peak-Load) bzw. 31 bis 38 %igen (Peak- Load) Preisreduktionen im Vergleich zum Oligopolergebnis verbunden. Steigt der Kontrahierungsgrad auf 100 % der Wettbewerbsmenge jedes einzelnen Unternehmens, so verlieren die EVU ihr gesamtes Marktbeeinflussungspotenzial und die Großhandelspreise sinken auf Grenzkostenniveau. Der Wettbewerbsrand wird bei steigenden Kontrahierungsgraden und sinkenden Mark-ups der großen EVU in seinem Erfolg überproportional stark beeinträchtigt. 4. Schlussfolgerungen Die Einführung eines Terminmarktes vermindert in Elektrizitätsmärkten, die durch oligopolistische Strukturen und unvollständigen Wettbewerb gekennzeichnet sind, die Anreize für marktbeeinflussendes Verhalten. Über die Verbesserung der Effizienz durch die Bereitstellung von Risikomanagementinstrumenten hinaus, fördert ein funktionsfähiger Terminmarkt die Wettbewerbsintensität auf Großhandelsebene, mit in der Folge sinkenden Marktpreisen. Da die EVU durch die Erwartung individuell steigender Marktanteile, im hier unterstellten Fall, aus strategischem Interesse Terminkontrakte verkaufen und damit die physische Angebotsmenge erhöhen, kann die Etablierung von Terminhandel als ein marktkonformes Instrument zur Verbesserung der Wettbewerbssituation betrachtet werden. Die für die Untersuchung im Modell exogen vorgegebene Kontraktmengenentscheidung der EVU ist in einer Erweiterung des Modells endogenisiert. Durch die Endogenisierung der Terminmarktentscheidung lässt sich die optimale Kontraktmenge in den unterschiedlichen Lastsegmenten bestimmen. Die damit verbundenen Effekte auf die Marktergebnisse können sowohl in dem hier genutzten deterministischen Modell mit rationalen Erwartungen als auch in einer stochastischen Modellversion analysiert werden. Die Spot- und Terminmarktergebnisse hängen dabei entscheidend von den stochastischen Komponenten im Modell sowie der Risikoneigung ab. 5. Literatur [1] Bower, J.; Bunn, D. W.; Wattendrup, C. (2001): A Model-Based Analysis of Strategic Consolidation in the German Electricity Industry. In: Energy Policy, 29 (12), S [2] Ellersdorfer, I.; Fahl, U.; Blesl, M.; Traber, T.; Kessler, A. (2003): Marktposition deutscher EVU im liberalisierten europäischen Elektrizitätsmarkt. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 53 (12), S [3] Ellersdorfer, I.; Fahl, U.; Blesl, M.; Kessler, A. (2004): Wettbewerb im liberalisierten europäischen Elektrizitätsmarkt Analysen mit einem spieltheoretischen Modellansatz. In: Zeitschrift für Energiewirtschaft, 28 (1), S [4] Müsgens, F. (2004): Market Power in the German Wholesale Electricity Market An Analysis of Marginal Costs and Prices. In: Proceedings zur 6. Europäischen IAEE Konferenz Modelling in Energy Economics and Policy, September 2004, Zürich. [5] Allaz, B. (1987): Strategic Forward Transaction under Imperfect Competition The Duopoly Case. Dissertation, Universität Princeton. [6] Allaz, B. und Vila, J. (1992): Oligopoly, Uncertainty and Strategic Forward Transaction In: International Journal of Industrial Organization, 10, S [7] Allaz, B. und Vila, J. (1993): Cournot Competition, Forward Markets and Efficiency. In: Journal of Economic Theory, 59 (1), S

30 IEWT Industriekonsolidierungsmuster europäischer Energiewirtschaften im Vergleich Dipl.-Betriebswirt (FH) Marc Petz 14, Prof. Dr. Klaus-Dieter Maier 15, Dipl.-Chemie-Ing. (FH), MBA Thomas Schellenberg 16, Hochschule Aalen - Hochschule für Technik und Wirtschaft Internationale Betriebswirtschaft, A.T. Kearney (International) AG 1. Zentrale Fragestellung Die Marktliberalisierung entwickelte sich in Deutschland (D) und im Vereinigten Königreich (UK) nach politischem Willen und auf Basis sehr unterschiedlicher Ausgangssituationen in differenzierten Phasen, in verschiedenen Intensitäten und mit sehr unterschiedlichen Ergebnissen. Daraus lassen sich unterschiedliche Strategien der Energieunternehmen, oder auch von Finanzinvestoren, oder Beteiligungsgesellschaften bei M&A Aktivitäten ableiten. Primäre Treiber dieser Aktivitäten waren regulatorische Vorgaben, die Genehmigungspraxis der Kartellbehörden, die Anzahl und Größe der Strom- und Gasunternehmen, als auch die Möglichkeit bzw. Unmöglichkeit in regional, oder national angrenzende Märkte zu expandieren. 2. Methodische Vorgangsweise Es wurde eine bislang einzigartige Datenbank mit den Zusammenschlüssen der Energieunternehmen (Strom und Gas) in Deutschland und dem Vereinigten Königreich für den Betrachtungszeitraum vom bis erstellt. Die der Forschungsarbeit zugrunde liegende Datenbank fasst die Informationen folgender Institutionen zusammen: Deutsches Bundeskartellamt, Europäische Wettbewerbs- und Monopolkommission, VDEW (Verband der Elektrizitätswirtschaft), Electricity Association 17, CERNA-Studie 18 (Ecole Nationale Supérieure des Mines de Paris), PwC (Pricewaterhouse Coopers) Dealogic M&A Global Database. In diesem Zeitraum wurden 722 Transaktionen identifiziert. Darin enthalten sind ca Akteure, welche sich aus ca einzelnen Unternehmen zusammensetzen. Die Forschungsarbeit untersucht die M&A Vorgänge hypothesengestützt nach folgenden Mustern: Branchen, Regionen, Transaktionsvolumen, Beteiligungsverhältnisse, Bindungstypen (z. B.: Sperrminorität, einfache Mehrheit), Dealtype (z. B.: Fusion, Akquisition), Stellung in der Wertschöpfungskette, Integration (z. B.: Horizontal, vertikal), kartellrechtliche Beurteilung und Prüfung und Auflagen, verfolgte Strategien und Ziele der akquirierenden Unternehmen, Market (Primär-, oder Sekundärtransaktion), Stadium im Merger Endgames 19 Konzept, erreichte Konsolidierungsstufe. 3. Ausgewählte Ergebnisse 1. Bedingt durch die unterschiedliche Größenstruktur der Unternehmen in Korrelation zur verschiedenen Anzahl an Unternehmen in D und UK, sind deutliche Unterschiede in M&A Prozessen zu erkennen. 2. Die M&A Aktivitäten haben in D bereits vor der Marktliberalisierung durch ein pro-aktives Strategieverhalten begonnen. 14 Heisenberg 2, D Aalen, Tel.: , Cel.: , marc@meisterpetz.com; 15 Beethovenstr. 1, D Aalen, Tel.: , klaus-dieter.maier@fh-aalen.de, Renggerstr. 3, CH-8083 Zürich, Tel.: , Fax: , Cel.: , klaus-dieter.maier@atkearney.com 16 Renggerstr. 3, CH-8083 Zürich, Tel.: , Fax: , thomas.schellenberg@atkearney.com 17 Electricity Association: Electricity companies in the United Kingdom a brief chronology Policy Research, 30 June 2003 und Electricity Association: Who owns whom in the UK electricity industry Policy Research, 30 June Codognet, Marc-Kévin; Glachant, Jean-Michel; Hiroux, Celine; Mollard, Matthieu; Lévéque, François; Plagnet, Anne-Marie: Mergers and Acquisitions in the European Electricity Sector Cases and Patterns, Paris: Ecole Nationale Supérieure des Mines Paris, CERNA, Centre d économie industrielle, July Graeme, K. Deans; Kröger, Fritz; Zeisel, Stefan: Merger Endgames Strategien für die Konsolidierungswelle, Wiesbaden: Betriebswirtschaftlicher Verlag Dr. Th. Gabler GmbH, 1. Auflage, 2002

31 IEWT Es bestehen eindeutig Unterschiede in der Struktur von Strom- und Gasunternehmen. Dabei ist zu erwarten, dass sich Multy-Energy-Unternehmen in horizontalen M&A Prozessen und vertikalen Vorwärts- und Rückwärtsprozessen unterschiedlich verhalten. 4. Das Integrationsverhalten zwischen D und UK ist sehr unterschiedlich: In UK begannen die Überseeaktivitäten in einem relativ frühen Stadium der Liberalisierung, da anfangs die vertikale Integration im Binnenmarkt durch die Merger & Monopoly Commission verboten war. Im Gegensatz hierzu war in D von Beginn der Liberalisierung an ein ausgeprägtes vertikales Integrationsverhalten festzustellen. 5. Im deutlich reiferen UK-Markt hat sich äußerst schnell ein Sekundärmarkt für die Übernahmekandidaten gebildet. Manche Unternehmen wechselten im Betrachtungszeitraum bis zu sechs Mal den Eigentümer. 6. Auch wurde herausgefunden, dass sich die Aktivitäten der betrachteten Unternehmen regional sehr unterschiedlich ausrichten: In UK begann die Ausrichtung der Internationalisierung auf Kontinentaleuropa und den Überseetransaktion relativ früh im Liberalisierungsprozess. Die Ursache hierfür liegt hauptsächlich in der regulatorischen Härte im Inland. Die ausländischen (vorwiegend US-) Unternehmen waren aufgrund des regulatorischen Drucks nicht in der Lage, ihre Unternehmen zu finanzieren und wurden zu Disvestments gezwungen. Die internationalen Aktivitäten aus Deutschland heraus bezogen sich schwerpunktmäßig auf benachbarte Wirtschaftsräume und sind außerhalb im Vergleich eher unterrepräsentiert. 7. Die Energiewirtschaft in UK wurde von zwei hintereinander folgenden M&A Wellen überrollt. Nach einer Eintrittswelle US-amerikanischer Investoren wurde die Industrie Ziel französischer, schottischer und insbesondere deutscher Energieunternehmen, die gleichzeitig die Industriekonsolidierung in die Endphase trieben. 8. Die Industriekonsolidierung in D wurde von Beteiligungsgesellschaften als Vehikel der großen Energiekonzerne für M&A Aktivitäten vorangetrieben. Im Vergleich fanden sich in UK eine ganze Reihe von Finanzgesellschaften (Banken, Venture Capital, Private Equity) in den Transaktionen wieder. 9. Die bisher beobachteten Konsolidierungsmuster nähern sich strukturell mit Zeitverzögerung in weiteren Schritten dem Merger Endgames Konzept. Im Fall UK ist diese These bereits fast bestätigt. Für Deutschland sind auch nach diesem Erklärungsmuster Prognosen und Gestaltungsalternativen für die politische Exekutive, als auch Finanz- und Industrieinvestoren ableitbar. 4. Ausgewählte Schlussfolgerungen 1. Das in D prognostizierte Stadtwerkesterben, dass Unternehmen in ihrer Existenz verschwinden, ist nicht eingetreten. Dennoch ist ein intensives Beteiligungsverhalten der bereits integrierten Energieunternehmen an Stadtwerken (SW) und kleineren Regionalversorgern (RV) festzustellen. Als Ergebnis ist der Typus des Konzernunabhängigen SW/RV nur noch selten anzutreffen. 2. Der reife UK-Markt zeigt auch auf, dass diese Kapitalintensive und Auslastungssensitive Industrie über mehrere Entwicklungsstufen hinweg zur Oligolipolisierung neigt. 3. In beiden Ländern liegt heute eine weitgehend voll-integrierte Industriestruktur zugrunde, wenn das Eigentum (z. B.: Stromtransport, oder Ferngasstufe) nicht durch staatliche Vorgaben separiert wurde.

32 IEWT Konzept einer praktikablen Schnittstelle zwischen Erzeugung und Trading im liberalisierten Markt bezogen auf ein Wasserkraftsystem Alfred Kalliauer 20, Martin Urlesberger VERBUND Austrian Power Trading Die Abtrennung und Verselbständigung einzelner Geschäftsbereiche eines früher vertikal zusammenhängenden Unternehmens im Zuge der Liberalisierung und des Eingehens neuer Kooperationen in einzelnen Bereichen hat zum Teil zu verschiedenen Denk-Welten und in der Folge zu unterschiedlicher Aggregation der gleichen Geschäftsobjekte geführt. Insbesondere unterschiedlich sind die Welten des kommerziellen Handels und der technisch orientierten Erzeugung. Die vorliegende Arbeit ist als Konzept zur Kommunikation zu verstehen, auf der Suche nach einer für beide Seiten praktikablen Schnittstelle. Operatives Thema ist die marktpreis-optimale Vermarktung der Eigenerzeugung, insbesondere dort, wo Flexibilitäten bestehen. In einem Hydro-System sind das vor allem die Speicherkraftwerke und da im besonderen die Jahresspeicher. Das bedeutet in herkömmlichen Worten gesprochen Optimierung der Bewirtschaftung nach maximalem Markterlös unter Beachtung aller Nebenbedingungen des realen Systems unter Nutzung der Möglichkeiten einer am Markt versierten Tradingabteilung. Das detaillierte technische, physikalische, hydrologische und auch anlagenbezogene rechtliche Fachwissen kann von einer im Handel on-line aktiven Abteilung nicht abverlangt, aber auch in der am Marktplatz erforderlichen Geschwindigkeit nicht erbracht werden. Ebensowenig kann eine im anlagenbezogenen Bereich tätige Abteilung die Nuancen des Marktes sinnvoll nutzen, ohne sich einer Tradingabteilung bedienen zu wollen. Um aber alle Chancen bestmöglich als Profite lukrieren zu können, müssen alle diesbezüglich maßgeblichen Bedingungen aggregiert und in die finanzorientierte Sprache des Handels übersetzt werden. Solcherart wird die Bewirtschaftung der Speicher zu einer Allokationsaufgabe von in GWh gemessenen Erzeugungs-Rechten und eine flexible Erzeugungsmenge zu einem optionalen Recht zu deren Verkauf als Produkt am Markt. Die Einsatzentscheidung wird zur Entscheidung über die zeitliche Ausübung solcher Rechte. Der Pumpaufwand bedeutet einen Ankauf von Energie am Markt. Die systembezogenen Nebenbedingungen werden zu Beschränkungen der Allokationsmengen und die Speichergrenzen zu einem Korridor für die Ausübungsrechte. Eine solche Transformation stellt für ein realen Erzeugungssystem mit Freiheitsgraden eine geeignete Schnittstelle zur Kommunikation und Zusammenarbeit so verschieden denkender Unternehmensbereiche dar. Das ist insbesondere zur klaren Abwicklung der vom Trading zu vollziehende Mittelfristplanung zwischen Forward- und Spotmarkt bezüglich der variablen Assets von Wichtigkeit Wien, Am Hof 6a,

33 IEWT Session 1 B: Flexible Instrumente Konrad AUTENGRUBER (VA TECH HYDRO) Umfeldanalyse für JI/CDM Projekte basierend auf den Erfahrungen des ersten österreichischen Kyoto Projekts Tsankov Kamak Stefan STALLINGER (Energie AG) Maßnahmen im Rahmen des CO 2 Emissionshandels Analyse aus Sicht eines Energieversorgungsunternehmens Adolf PENTHOR (Fernwärme Wien) District Cooling - eine mögliche Antwort zum Problem Treibhausgase Werner SCHÖFBERGER, Rudolf TRAXLER (VA TECH ELIN EBG) Kyoto und die Herausforderungen an Industrie und EVU bzgl. des Monitorings von CO 2 Emissionen Michael SPONRING, Stefan WANJEK (PwC) Auswirkungen des Emissionszertifikatehandels auf Unternehmensbewertung als Instrument der strategischen Unternehmensführung

34 IEWT Umfeldanalyse für JI/CDM Projekte basierend auf den Erfahrungen des ersten österreichischen Kyoto Projekts Tsankov Kamak Dr. techn. Konrad Autengruber 21 VA TECH HYDRO GmbH & Co Mit der Entwicklung des ersten österreichischen JI-Projektes Wasserkraftwerks Tsankov Kamak wurde im Jahr 2001 begonnen und alle Verträge konnten Anfang 2004 abgeschlossen werden. Die Transaktionskosten für die CO 2 Reduktion von 1 Million Tonnen waren aufgrund des Know-how Aufbaus wesentlich größer als im heutigen Umfeld. Die Erlöse aus dem Zertifikatsverkauf an die Kommunalkredit betrugen rund 3% bezogen auf das gesamte Investitionsvolumen des Kraftwerks. Verglichen mit der Reduktion anderer Klimaschutzgase, wo im Umfeld von Methanprojekten von bis 60% des Investitionsvolumens erzielt werden konnten, erscheinen diese vordergründig als wesentlich interessanter (Preise für JI/CDM Zertifikate liegen bei ca. 3-5 /tco 2e.) Jedoch stellt das CDM Executive Board aufgrund von langen Entscheidungswegen und auch dem Widerruf von bereits genehmigten Methodologien eine gewisse Hürde für Projektentwickler dar. In diesem Zusammenhang ist auch auf die Additionality hinzuweisen. Einerseits sollten Projekte möglichst wenig Risiko aufweisen, um auch eine kommerzielle Finanzierung zu gewährleisten, andererseits sollte doch die Zusatzfinanzierung über Emissionszertifikate das Projekt feasible machen bzw. eine Verbesserung der Umweltsituation ermöglichen. Wesentlicher Treiber der Entwicklungen ist jedoch, obwohl das Kyoto Protokoll demnächst rechtswirksam wird, derzeit die europäische Emissionshandelsrichtlinie. Aufgrund schleppender Inkraftsetzung der Nationalen Allokationspläne hat sich das Interesse von Unternehmen, sich über flexible Instrumente Zertifikate zu besorgen, noch in Grenzen gehalten. So ist es derzeit für Projektentwickler fast unmöglich, Zertifikatsmengen pro Projekt die größer als 1 Million Tonne sind an einzelne Unternehmen zu verkaufen, nur Broker oder Fonds nehmen solche Menge ab. Der Markt für Emissionszertifikate erscheint unvollkommen; bisher wurden nur Kleinmengen gehandelt. Auch das Einbringen und Registrieren von Zertifikaten in den EU Emissionshandel birgt noch Konflikte. So werden sich Staaten in der EU mit Unternehmen in der EU in Zukunft beim Ankauf der JI/CDM Zertifikate konkurrenzieren. In der Hoheitsgewalt des Staates liegt nach wie vor die Registrierung, der in das EU Handelssysteme einzubringenden Zertifikate. Die Besteuerung bei der Ausfuhr von Zertifikaten ist zwar derzeit kein wesentliches Thema, doch könnte bei massivem Preisanstieg eine Besteuerung für Staaten durchaus lukrativ werden. Einige südostasiatische Staaten haben auch genaue Vorstellungen über die Technologien, die sie für CDM Projekten zulassen. Der Investitionsboom beispielsweise in China verhindert aber derzeit bei Industrieanlagenbauprojekten die Entwicklung von CDM Projekten, da manche Investoren befürchten, die CDM-Projektentwicklung könne das Gesamtprojekt verzögern. Dadurch ist ein verspäteter Zahlungsfluss verbunden, der nicht in jedem Fall durch den Erlös von CDM Zertifikaten ausgeglichen werden kann. Nach dem Inkrafttreten des Kyoto Protokolls, dem Wissen wie JI/CDM in der Praxis umgesetzt werden kann und welche Kosten hier entstehen, bleibt nur die Hoffnung, dass rasch über die weitere Vorgangsweise nach dem Ende der ersten Kyotoperiode 2012 entschieden wird. 21 Leiter, Penzinger Strasse 76,1141 Wien,Austria, Tel.: ; Fax: , Konrad.Autengruber@vatech-hydro.at

35 IEWT Maßnahmen im Rahmen des CO 2 Emissionshandels Analyse aus Sicht eines Energieversorgungsunternehmens Stefan Stallinger 22 Energie-AG und Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation 1. Zentrale Fragestellung: Nach dem Beginn der Liberalisierung der Energiemärkte sind die Energieversorgungsunternehmen in Europa mit einer neuen Herausforderung, der strategischen Neuausrichtung der Stromerzeugung im Umfeld politischer Klimaschutzmaßnahmen, konfrontiert. Die Betroffenheit der E-Wirtschaft - als wesentlicher Emittent von CO 2 - führt dazu, dass die Vorbereitungen auf das Emissionshandelssystem die Intensität und Komplexität in anderen Sektoren übertreffen. Die Auswirkungen von politischen Klimaschutzmaßnahmen auf die Unternehmen wurden lange unterschätzt, die konsequente Umsetzung des Kyotoprotokolls kann den Emissionshandel jedoch zum Schlüsselthema der Zukunft machen. 2. Methodische Vorgangsweise: In einer kritischen Analyse der politischen Rahmenbedingungen, von der EU-Emissionshandels-richtlinie bis zur Ausgestaltung der Verordnungen zum Emissionszertifikategesetz werden die neuen Herausforderungen diskutiert. In Zentrum stehen dabei die Ausgangslage und die Optionen der Kohle- und Gasverstromung in Österreich in Hinblick auf die künftige Stromaufbringungsstruktur und die Klimastrategie, sowie Potenziale der CO 2 Vermeidung und die Rolle der flexiblen Instrumente JI und CDM, als eine Möglichkeit der Zertifikatsbeschaffung. 3. Ergebnisse und Schlussfolgerungen: Die Problematik von politisch vereinbarten Klimaschutzmaßnahmen liegt in der Effizienz, der Aufteilung und der Auswirkungen der CO 2 Reduktionsansätze. Durch die Darstellung der Systemzusammenhänge werden Lenkungsmaßnahmen hinterfragt und kosten- und umwelteffiziente Lösungswege aufgezeigt. Die Analysen stellen Entscheidungsgrundlagen für Handlungsstrategien in der inländischen thermischen Erzeugung dar Graz, Innfeldgasse 18, Stefan.Stallinger@energieag.at, Tel: , Fax:

36 IEWT District Cooling - eine mögliche Antwort zum Problem Treibhausgase Dipl.Ing. Adolf Penthor 23 Fernwärme Wien Kälte zur Raumklimatisierung ist für die Treibhausgasproblematik doppelt bedeutend: derzeit wird in Österreich Kälte überwiegend von elektrisch betriebenen Kompressionsmachinen erzeugt. Es entstehen nicht nur CO 2 Emissionen bei der Stromproduktion, auch die derzeit verwendeten Kältemittel (fluorierte Kohlenwasserstoffe) besitzen ein relativ hohes Kohlendioxid-Äquivalent. Nicht erst seit dem letzten heißen Sommer 2003 ist Kälte für Klimatisierungszwecke in ganz Europa ein Thema (In Schweden z.b. wurden in den letzten 10 Jahren in 28 Städten Kältenetze aufgebaut, in denen der Absatz bis 2003 auf über 600 GWh/a angestiegen ist). Die technische Lösung Kältenetz bietet sowohl für Investoren (Gebäudeeigner) als auch für Kommunen und Energieversorgungsunternehmen viele Vorteile: Investoren ersparen sich die Kapitalbindung für eine Kältezentrale, sowie das Personal für den Betrieb und Instandhaltung derselben. Das technische und finanzielle Risiko für den Gebäudeeigner wird reduziert. Kälte und Wärme können von einem Energieversorger zu gesicherten Bedingungen bezogen werden. Die Kommune profitiert von der Verbesserung der Infrastuktur. Die Wettbewerbsfähigkeit des Standortes wird durch den Ausbau zentraler Energieversorgungssysteme verbessert. Die Voraussetzungen für die Erreichung der CO 2 -Reduktionsziele (Kyoto-Protokoll) werden günstiger: Die Abhängigkeit von einem Energieträger wird reduziert, da in zentrale Kältenetze nicht nur elektrische Kompressionsmaschinen sondern auch fernwärme- bzw. solarbetriebene Absorptionsmaschinen und Wärmepumpen einspeisen können. Das Energieversorgungsunternehmen verbreitet sein Angebot (Energielieferung und Dienstleistung) und stärkt die Kundenbindung. Gewinnung neuer Kunden, die sämtliche thermische Energien (Wärme und Kälte) von einem Unternehmen beziehen wollen Wien Spittelauer Lände 45, Telefon: , Fax: , adolf.penthor@fernwaermewien.at

37 IEWT Die Fernwärme Wien steht vor der Situation, dass bis 2010 ein zusätzliches Abwärmepotential von ca. 100 MW (WSO4, Biomassekraftwerk, 3.Hausmüllverbrennungsanlage) in das Fernwärmenetz eingespeist wird. Diese Energiemengen könnten nur bei einer Verdopplung der aktuellen Sommerverbräuche untergebracht werden. Die Anzahl der Warmwasser- und Lüftungsverbraucher wird nicht in ausreichendem Ausmaß in diesem Zeitraum zu steigern sein. Daher wäre der Ansatz, Fernwärme zur Kälteerzeugung zu nutzen, eine sich anbietende Möglichkeit den Wärmeabsatz in den Sommermonaten zu steigern und nicht die überschüssige Abwärme im Donaukanal rückzukühlen.

38 IEWT Kyoto und die Herausforderungen an Industrie und EVU bzgl. des Monitorings von CO 2 Emissionen Dipl.-Ing. Werner Schöfberger 24, Rudolf Traxler VA TECH ELIN EBG GmbH & Co 1. Motivation und Ausgangssituation Mit Beginn des Jahres 2005 wird das Thema Kyoto zu einer wichtigen Herausforderung für Industriebetriebe und Energieversorgungsunternehmen. Ziel ist es einen erheblichen Beitrag zur Reduktion des Treibhauseffekts zu leisten. Kontrolliertes Management von CO 2 Emissionen spielt dabei eine wichtige Rolle. In Österreich sind von dieser Thematik rund 250 Anlagen bei rund 200 Industrie- und Energieversorgungsunternehmen betroffen. Die Unternehmen werden dazu Gratiszertifikate erhalten, die sie zur Emission von CO 2 berechtigen. Bei Überschreitung der Emissionen müssen Zertifikate nachgekauft werden, bei Nichteinhaltung drohen empfindliche Strafen. Kontinuierliches Monitoring wird also zur wirtschaftlichen Notwendigkeit, auch weil ein aktives Energie- und Emissionsmanagement fundierte Informationen über den eigenen Prozesses voraussetzt. 2. CO 2 -Emissionen gezielt managen Abgesehen von der innerbetrieblichen Anforderung eines integrierten CO 2 Managements stellt auch der Gesetzgeber bestimmte Anforderungen an das Emissionsberichtswesen vergleichbar mit den gesetzlichen Anforderungen an das Rechnungswesen: Alle Emissionsquellen und alle Emissionen aus Prozessen und aus der Verbrennung sind dabei zu erfassen. Die Überwachungsmethoden sollen konsistent sein, um einen detailgenauen Vergleich zu ermöglichen. Falsche Angaben müssen vermieden werden und die Darstellung darf keine Verzerrungen aufweisen. 3. CO 2 Monitoring Teil eines gesamthaften Energiemanagementkonzeptes Eine isolierte Betrachtung des Themas CO 2 mit dem Ziel der Einhaltung der gesetzlichen Regelungen greift für ein aktives Energiemanagement häufig zur kurz. Aus praktischen Erfahrungen erscheint daher eine Betrachtung des Themas Energie- bzw. Medienversorgung unter dem Motto: Ganzheitliches Energiemanagement = Versorgung + Verbrauch + Emission als sinnvoll. 4. Anforderungen an ein Energiemanagementsystem Folgende Anforderungen werden folglich von Seiten der Industrie an ein Energiemanagementsystem gestellt: Automatisierte Erfassung von Daten aus der Prozessumgebung und zur Verfügung-Stellung der daraus abgeleiteten relevanten Informationen in der Büroumgebung Verursachergerechte Abrechnung der Kosten aus Energieverbrauch und CO 2 Emissionen als Steuerungsinstrument für einen effizienten innerbetrieblichen Energieeinsatz. Automatisches Berichtswesen und damit Verringerung des Aufwandes für das innerbetriebliche Berichtswesen sowie des Aufwandes zur Erstellung von Berichten zur Vorlage bei Behörden. Unterstützung des Energiecontrollings durch Bereitstellung fundierter Energiekennzahlen. Ermöglichung einer kurz- und mittelfristigen Prognose des Energieverbrauchs und der CO 2 Emissionen auf Basis des Produktionsfahrplans. Schaffung einer Grundlage zur Analyse und zum Benchmarking des Energie- und Stoffverbrauches zwischen mehreren Standorten eines Unternehmens. 5. Anwendungsbeispiele Die Ausführungen werden durch die Vorstellung von konkreten Projekten bei BMW, der Nettingsdorfer Papierfabrik und bei Infracor untermauert. 24 Kraußstraße 1-7, 4021 LINZ, Tel. : (+43/732) , Fax.: (+43/732) , werner.schoefberger@elinebg.at, Internet:

39 IEWT Auswirkungen des Emissionszertifikatehandels auf Unternehmensbewertung als Instrument der strategischen Unternehmensführung DI Michael Sponring 25, Mag. Stefan Wanjek PwC Corporate Finance Beratung GmbH In der Diskussion um den Emissionszertifikatehandel ist dessen Auswirkung auf den Unternehmenswert bisher weitgehend unbeachtet geblieben. Unbestritten ist wohl der Umstand, dass CO 2 und in weiterer Folge auch andere Treibhausgase einen neuen Produktionsfaktor darstellen. Im Folgenden werden die Autoren aufzeigen, dass die Entwicklung dieses Produktionsfaktors mit einer Vielzahl von Unsicherheiten behaftet ist und wie diese Unsicherheiten für die Zwecke der strategischen Unternehmensführungabgebildet und bewertet werden können. Es ist allgemein anerkannt, das sich der Wert eines Unternehmens aus seiner Fähigkeit bestimmt, zukünftige Erträge zu erwirtschaften und diese an die Anteilseigner auszuschütten. Je höher der zukünftig ausschüttbare Betrag gesehen wird und je länger dieser als jährlicher Zufluss zur Verfügung steht, umso höher ist der Betrag, den jemand bereit ist, für den Erwerb eines Unternehmens (oder anteils) auszugeben. Die im internationalen Wirtschaftsverkehr übliche Bewertungsmethodik ist das Discounted-Cash-Flow-Verfahren ("DCF"). Dabei wird zunächst der Barwert der finanziellen Überschüsse des betriebsnotwendigen Vermögens ermittelt. Vermögensgegenstände (einschließlich Schulden), die einzeln übertragen werden können, ohne dass davon die eigentliche Unternehmensaufgabe berührt wird, sind als nicht betriebsnotwendiges Vermögen zu berücksichtigen. Ausgehend von der Vergangenheitsanalyse der Erlöse und Aufwendungen werden unter Berücksichtigung der aktuellen Marktgegebenheiten, zukünftiger Absatzreglementierungen oder auch chancen die zukünftigen Erlöse und Aufwendungen in zwei Phasen geplant. Die Prognose der künftigen finanziellen Überschüsse stellt das Kernproblem jeder Unternehmensbewertung dar. Die in der Vergangenheit erwiesene Ertragskraft dient im Allgemeinen als Ausgangspunkt für Plausibilitätsüberlegungen. Sofern die Ertragsaussichten aus unternehmensbezogenen Gründen bzw. aufgrund veränderter Markt- und Wettbewerbsbedingungen zukünftig andere sein werden, sind die erkennbaren Unterschiede zu berücksichtigen. Hat man die zukünftigen Ausschüttungen der einzelnen Jahre bestimmt, so ist der Diskontierungszinssatz zu bestimmen, in den neben dem allgemeinen Zinsniveau auch Risikoüberlegungen mit eingehen. Dieser Diskontierungszinssatz dient dazu, die sich ergebende Zahlenreihe an einer Entscheidungsalternative zu messen. Der Unternehmenswert ergibt sich damit als Summe der auf den Bewertungszeitpunkt diskontierten Ausschüttungen. Mit Einführung des Emissionshandels muss ein Unternehmen die ihm fehlenden Zertifikate kostenwirksam am Markt beschaffen. Neben den originären Kosten für die Zertifikate fallen gegebenenfalls noch weitere Kosten infolge gestiegener Brennstoffpreise an. Handelt es sich hierbei um ein Unternehmen in einer energieintensiven Branche außerhalb der Energiewirtschaft (z.b. Zement-, Glas- oder Papierindustrie), so fallen eventuell noch gestiegene Stromkosten ins Gewicht. Unterstellt man, dass das Unternehmen diese Zusatzkosten nicht oder jedenfalls nicht vollständig durch entsprechende Preissteigerungen seinen Kunden überwälzen kann, sinken bei sonst unveränderten Annahmen infolge des Emissionszertifikatehandels der zukünftige Ertrag und die künftigen Ausschüttungen nachhaltig. Letztlich sinkt somit der Unternehmenswert Eine besonders kritische Situation tritt ein, wenn der Unternehmenswert unter den Wertansatz fällt, mit dem das Mutterunternehmen in der Bilanz der Muttergesellschaft ausgewiesen ist. Dies führt bei der Muttergesellschaft aufgrund der Bewertungsvorschriften des HGB bzw. IFRS/IAS zur Abwertung der Beteiligung im Jahresabschluss, die die reinen Kosten der eigentlichen Beschaffung der Zertifikate um ein Vielfaches übersteigen kann. Die damit verbundenen Auswirkungen können vielfältig sein: Änderung des Ergebnisses der Muttergesellschaft, Auswirkungen auf Analysteneinschätzungen, Änderung des Börsenkurses, des Ratings und der Refinanzierungmöglichleiten. Es dauert in der Regel einige Monate, um abwertungsbedrohte Beteiligungen zu identifizieren und anschließend geeignete Gegenmaßnahmen zur Vermeidung der Abwertung zu entwickeln und zu implementieren. Unternehmen, die diesen Schritt bis jetzt noch nicht gesetzt haben, könnten sich spätestens bei der Aufstellung des Jahresabschlusses 2005 in einer Abwertungsfalle wieder finden. Ein Instrument zur adäquaten Abbildung dieser Risiken bilden die verschiedenen Formen der Szenarienrechnung, die insbesondere bei der strategischen Entscheidungsfindung und somit letztendlich auch bei der Unternehmensbewertung an sich eine zentrale Rolle spielen. Je komplexer die Fragestellung und die 25 Erdbergstrasse 200, 1030 Wien, Tel.:

40 IEWT mögliche Gestaltung zukünftiger Rahmenbedingungen im wirtschaftlichen Umfeld des Bewertungsobjektes, desto schwieriger gestaltet sich die Darstellung etwaiger Risiken und/oder Chancen. Vom Emissionshandel betroffene Unternehmen sehen sich mit einer Vielzahl von Unsicherheiten konfrontiert, wobei die Entwicklung der wohl wichtigsten zukünftigen Grösse, des Preises der Zertifikate, wiederum vom Eintritt bzw dem Ausbleiben mehrerer Faktoren abhängig ist: der Gestaltung zukünftiger Reduktionsziele (ab 2008), das Verhalten von Ländern mit hot air, Übergangsfristen für neue EU-Länder, Verhalten der USA, Markt- und Wettbewerbsverzerrungen, etc. Neben der Abhängigkeit von externen Unsicherheiten haben Unternehmen verschiedene Handlungsoptionen. So besteht die Möglichkeit Emissionszertifikate am Markt zu beziehen, innerbetriebliche Reduktionspotenziale auszuschöpfen oder an JI bzw CDM-Projekten teilzunehmen. Die Schwierigkeit besteht nun darin, den optimalen Zeitpunkt der jeweiligen (Investitions-)Entscheidung festzustellen. In den herkömmlichen Bewertungsverfahren wird der Umgang mit Unsicherheit bzw. Risiko nur unzureichend berücksichtigt, da ein höheres Risiko immer nur einen tieferen Unternehmenswert zur Folge hat. Dabei stellt sich die Frage, ob mit höheren Risiken nicht auch Chancen verbunden sind, die in Zukunft zu einem höheren Wert führen können. Versucht man diesen Zusammenhang analytisch abzubilden, sind optionstheoretische Überlegungen unausweichlich. Der Einbezug des Realoptionsansatzes in die Unternehmensbewertung erscheint insbesondere für Unternehmen, die in volatilen Märkten agieren, erforderlich. Unter einer Realoption versteht man eine Option, deren Basiswert ein non-financial asset ist. Realoptionsbewertung (ROC TM ) ist die Bewertung und die Steuerung von Realoptionen, wobei insbesondere die Erkenntnisse und Techniken der Optionspreis- und Entscheidungstheorie einfliessen. Das Enhanced Discounted Cash Flow-Modell von PwC beinhaltet die wesentlichen Eigenschaften der Realoptionsbewertung, angepasst an die Anforderungen herkömmlicher Unternehmensbewertungen. Die grundlegende Gemeinsamkeit besteht in der expliziten Berücksichtigung von Unsicherheiten izm den zukünftigen Cash Flows. Zunächst werden die Auswirkungen der Werttreiber auf den Unternehmenswert für verschiedene Szenarien und Eintrittswahrscheinlichkeiten ermittelt (siehe Abb.1) und in Form eines Tornado- Diagrammes visualisiert Abb.1 Auf diese Weise können die wertmäßigen Auswirkungen unterschiedlicher Unternehmensstrategien dargestellt oder abwertungsbedrohte Beteiligungsunternehmen identifiziert werden. So können Strategien zur Steigerung des Unternehmenswertes und geeignete Gegenstrategien zur Vermeidung von Beteiligungsabwertungen entwickelt und implementiert werden. Darüber hinaus kann dieses Modell auch bei Wertindikationen im Zusammenhang mit Unternehmenstransaktionen genutzt werden. Fazit Die Einführung des Emissionszertifikatehandels ab dem Jahr 2005 ist für die betroffenen Unternehmen mit vielen Unsicherheiten verbunden. Spekulationen über massive Preissteigerungen, insbesondere bei den Stromkosten nehmen immer neue Dimensionen an. Tatsächlich ist aber eine Vielzahl von möglichen Marktreaktionen denkbar. Das Management dieser Unternehmen und Konzerne ist nun gefordert, Risikopotentiale aber auch Chancen rechtzeitig zu identifizieren und entsprechende strategische Maßnahmen zu setzten. Dies erfordert neue Ansätze in der Unternehmensbewertung als Unterstützung der strategischen Entscheidungsfindung. Standardisierte Realoptionsmodelle, angepasst an die praktischen Erfordernisse strategischer Unternehmensführung, stellen hierbei eine gute Alternative dar.

41 IEWT Session 1 C: Kraft-Wärme- Kopplung/Fernwärme Karl GRUBER (KWI), Alexander WALLISCH (Fernwärme Wien) Technologieportfolio für städtische Fernwärmesysteme Johannes HACKNER (EVN) Ein Beitrag zur optimalen Planung von Kraft/Wärme-Kopplung mit öffentlichem Wärmenetz Martin HOCHFELLNER, Josef TAUSCHITZ (Verbund ATP) CO 2 -Reduktionsziele erfordern die Anwendung der besten verfügbaren Technik für thermische Kraftwerksneubauten - Das 800-MW-Gas- und Dampfturbinen- Kombinationskraftwerksprojekt Mellach Natascha HUBER, Matthias THEISSING, Michael BOBIK (FH Joanneum) Kraft-Wärme-Kopplung - Thermoökonomische Bewertung Günter ZWEINER, Günter VERONIK (Wärmebetriebe GmbH), Hermann Egger (KELAG) Effiziente Energienutzung in der Fernwärmeerzeugung und Fernwärmeverteilung Andreas GLATZER, Gerhard BURGSTALLER (CMOÖ) Hindernisse für den Ausbau der industriellen KWK in Österreich aus der Sicht eines Anlagenbetreibers

42 IEWT Technologieportfolio für städtische Fernwärmesysteme Karl Gruber, Alexander Wallisch KWI Management Consultants & Auditors GmbH, Fernwärme Wien GmbH Durch die erste Umsetzung der Klimaschutzpolitik der Europäischen Union in österreichisches Recht in Form des Emissionszertifikategesetzes werden in Östereich erstmals Klimaschutzziele durch eine Deckelung der Treibhausgasemissionen großer Emittenten umgesetzt. Damit erhalten einerseits die Rechte zur Freisetzung von nicht-erneuerbar gespeichertem Kohlenstoff einen Wert, andererseits verursacht die Überschreitung des zugewiesenen Emissionsbudgets zusätzliche Kosten. Das Ziel des Projektes ist es, mit Hilfe moderner Technologien einen Entwicklungspfad für die Fernwärmeversorgung in Städten zu finden, der eine Treibhausgasminderung der Raumwärmeversorgung und Gebäudeklimatisierung unter ökonomischen Gesichtspunkten ermöglicht. Dieser Entwicklungspfad soll folgendes ermöglichen: a) Verdrängung fossiler Brennstoffe durch Fernwärmeversorgung mit ökologisch optimierter Energieaufbringung b) Steigerung der Gesamteffizienz der Fernwärmeversorgung (Erzeugung, Verteilung, Nutzung) c) Ausbau der Fernwärmeversorgung zu einem multifunktionalen Energieversorgungssystem Synergienutzung Wärmeversorgung Kälteversorgung d) Einbringung von erneuerbaren Energieträgern in das Konzept der Energieaufbringung auf möglichst breiter Basis Als Angelpunkt für die Entwicklung solcher Systeme eignen sich besonders bestehende Fernwärmenetze im dicht verbauten Gebiet, weil diese bereits heute mittels effizienten Umwandlungstechnologien wie der Kraft- Wärme-Kopplung den hohen Energiebedarf des Raumwärmesektors umweltschonend decken können. Im städtischen Bereich stellen die großen benötigten Energiemengen auf Basis erneuerbarer Energieträger eine zusätzliche Herausforderung dar. Im Rahmen diese Projektes, welches Teil der Programmlinie Energiesysteme der Zukunft des Bundesministeriums für Verkehr, Innovation und Technologie ist, wird ein Technologieportfolio für städtische Fernwärmesysteme entwickelt, das die Attraktivität der Investition in Stand-der-Wissenschaft Technologien zur Fernwärmeversorgung und Raumklimatisierung über das Fernwärmenetz und die damit verbundenen Risiken darstellen soll. Eine Liste mit möglichen Technologien wird mit Hilfe eines Brainstormings zu den Bereichen Erzeugung, Verteilung und Abnehmeranlagen erstellt. In diesem Paper werden die verwendeten Methoden zur Bewertung von Attraktivität und Risiken dargestellt. Zur Bewertung dieser beiden Eigenschaften (d.s. die Attraktivität und die Risiken der wirtschaftlichen Wärme/Kälteproduktion) werden quantitativ und qualitativ erfassbare Größen verwendet. Die quantitativ erfassbaren Attraktivitätskenngrößen im Sinne des Projektzieles sind: Zu erwartende Wärme/Kältegestehungskosten CO 2 -Emissionsfaktor der Wärmeerzeugung Effizienzen Dabei sind die Effizienzen von den beiden anderen Technologieeigenschaften unabhängig und die CO 2 - Emissionsfaktoren durch einen Preisansatz für die Zertifikatskosten in die Wärme/Kältegestehungskosten ebenfalls integrierbar. Im Sinne der Entwicklung eines zweidimensional darstellbaren Portfolios werden deshalb als Attraktivitätsmaß die Wärme/Kältegestehungskosten verwendet. Als Risikokenngrößen kommen folgende Technologieeigenschaften in Frage: Streuungsparameter der Energieträgerkosten (quantitativ) Streuungsparameter der Zertifikatspreise (quantitativ) Streuungsparameter der Wartungs- und Instandhaltungskosten (quantitativ) Streuungsparameter der Investitionskosten (quantitativ) Entwicklungsstand (qualitativ) Kosten zur Überwindung von technologischen Barrieren (quantitativ)

43 IEWT Dabei wird der Ansatz verfolgt, die qualitative Beurteilung des Entwicklungsstandes zur quantitativen Abschätzung der Streuungsparameter der Kosten zur Überwindung technologischer Barrieren zu verwenden. Dafür wird der Entwicklungsstand zuerst klassifiziert (d. h. in einer Ordinalskala eingeordnet) und dann die Streuungsparameter einer geeigneten Verteilung quantifiziert (d. h. die Ordinalskala durch Annahme einer Metrik in eine Kardinalskala übergeführt). Als Risikoparameter des Technologieportfolios wird dann die Varianz der Wärme/Kältegestehungskosten verwendet. Als Modell wird ein lineares Referenzenergiesystem verwendet, dessen Transferkoeffizienten für technische Subsysteme, soweit unbekannt, aus vorhandenen Daten mit dem Softwaretool MAcFlow geschätzt werden (vgl. Matyus et. al., 2003). Neue Technologien werden im System mit exogen gegebenen Parametern modelliert. Die Verteilungen und Streuungsparameter der Eingangsgrößen (Energieträgerkosten, Zertifikatspreise etc.) werden, soweit möglich, aus Zeitreihendaten geschätzt. Die vorhandenen Entwicklungsbarrieren bzw. die Kosten zu deren Überwindung und die Metrik zur Abschätzung der Streuungsparameter der Verteilung der Entwicklungskosten werden auf Basis von Expertenwissen abgeschätzt. Die Wärme/Kältegestehungskosten (Mittelwert, Varianz) werden durch Monte-Carlo-Simulation des Referenz- Energiesystems ermittelt. Die Berechnungsergebnisse werden in Form eines Portfolios dargestellt. Literatur: Matyus, T; Gleiß, A.; Gruber, K.; Bauer, G. (2003): Data reconciliation, structure analysis and simulation of waste flows: Case study Vienna. Waste Manage Res. 21, pp

44 IEWT Ein Beitrag zur optimalen Planung von Kraft/Wärme- Kopplung mit öffentlichem Wärmenetz Dipl.-Ing. Dr. Johannes Hackner 26 EVN AG Für die Planung einer Wärmeauskopplung aus einem bestehenden Kraftwerk existieren Freiheitsgrade, die mit herkömmlichen Instrumenten nicht befriedigend behandelt werden können. Der Autor entwickelte das entscheidungsunterstützende System explan zur räumlichen Optimierung von Fernwärmenetzen. Dies schafft die Voraussetzung, auch Kraft/Wärme-Kopplungsprojekte mit öffentlichem Wärmenetz gewinnmaximal auszulegen und so eine nachhaltige Wirtschaftlichkeit zu gewährleisten. 1. Fragestellung Betrachtet man ein Fernwärme-Hoffnungsgebiet, so zeigt sich, dass die gewinnmaximale Auswahl der zu versorgenden Verbraucher und Auswahl der zu verrohrenden Straßenabschnitte ein sehr komplexes kombinatorisches Optimierungsproblem darstellt. Der bei alleiniger Betrachtung des Wärmenetzes optimale Ausbaugrad und damit die Höhe der Wärmeerlöse sind vom Wärmepreis an der Übergabestelle abhängig. Dieser ergibt sich aber aus verschiedenen Wärme-Bereitstellungsvarianten in Verbindung mit dem Wärmebedarf, sodass nur eine gemeinsame Betrachtung des Systems Auskopplung - Wärmenetz zu einem gewinnoptimalen Gesamtergebnis führen kann. 2. Methodik Das zugrundeliegende Problem des optimalen Netzausbaus wird über die Zielfunktion Gewinn formuliert, d.h. Wärmeerlöse der Verbraucher abzüglich Kosten für Wärmebezug und Wärmetransport in den Trassenabschnitten [1]. Diese Transportkosten verlaufen konkav in Bezug auf die Wärmeleistung. Die Lösung dieses Problems erweist sich aufgrund der starken Leistungsabhängigkeit der Transportkosten jedoch als schwierig [2]. Daher hat der Autor erstmals für das Fernwärme-Ausbauplanungsproblem einen zufallsgesteuerten Lösungssuchansatz verwendet - eine Kombination aus Simulated Annealing, genetischen Operatoren und kürzesten Wegen [3]. In mehrjähriger Arbeit ist so das innovative Werkzeug explan entstanden. Mit dessen Hilfe können in kürzester Zeit verschiedene räumliche Ausbauvarianten ausgelegt und auch gleich deren Wirtschaftlichkeit berechnet werden. Das eingebaute Optimierungsverfahren sucht die gewinnoptimale räumliche Netzstruktur. Voraussetzung ist die Kenntnis von Verbraucherdaten (Wärmebedarf, -leistung und -preise), Trassendaten (Oberfläche) und Daten an der Übergabestelle (Bezugspreis, Systemtemperaturen). Als Restriktionen können Anschluss- bzw. Verrohrungszwänge, Anschluss- bzw. Verrohrungsverbote sowie ein Mindest-Marktanteil definiert werden. Neben diesen projektrelevanten Informationen, welche über ein geografisches Informationssystem (GIS) eingegeben bzw. importiert werden, stehen zentral Datenkataloge über Wärmerohre, Trassenoberflächen und Wärmeübergabestationen zur Verfügung. Der optimale Ausbaugrad eines Fernwärmenetzes ist vom Wärmepreis ab Werk abhängig. Für eine Reihe verschiedener Wärmepreise ab Werk werden nun gewinnoptimale Netz-Ausbauvarianten ermittelt. Mit Hilfe der jeweiligen Jahresganglinien kann aus dem Strompreis, der elektrischen Mindererzeugung, der Betriebsweise der Kraftwerks und der Speichergrößen (siehe Abbildung 3) ein Wärmepreis ab Werk bestimmt werden. Dieser ist wiederum Grundlage für eine neue Ausbauoptimierung, iterativ wird so für jede Variante der Wärmebereitstellung das optimale Wärmenetz bestimmt. In einem abschließenden Wirtschaftlichkeitsvergleich der verschiedenen Gesamtsysteme wird sodann jene Variante ermittelt, deren Gewinn maximal ist. 26 Planung und Kalkulationen,, A-2344 Maria Enzersdorf, Tel.: ++43 (0) , Fax-Nr.: ++43 (0) , johannes.hackner@evn.at

45 IEWT Hilfskessel KWK-Entnahmeleistung Wärmebedarf Netz Speicherwärme Wintertage Leistung [kw] Speicher [kwh] Abbildung 3: Leistungsganglinien während kalter Wintertage Ergebnisse Tabelle 1 zeigt für verschiedene Varianten der Wärmebereitstellung die Wärmepreise ab Werk und den jeweiligen, mit explan ermittelten, gewinnoptimalen Netzausbau. Variante x geht aus einer Gesamtbetrachtung als jene mit der höchsten Wirtschaftlichkeit hervor. Variante 1 Variante 3 Variante 4 KWK 6 MW KWK: 6 MW, Speicher: 500 m3 Investitions-kosten [EUR] Wärmepreis ab Werk [EUR/MWh] KWK: 6 MW, Speicher: m3 KWK: 18 MW, Speicher: m3 Gewinn-optimaler Netzausbau Wärmeabsatz [MWh/a] Investitionen Netz [EUR] Interner Zinsfuß Tabelle 1: Ermittlung des gewinnoptimalen Gesamtsystems Auskopplung - Wärmenetz Untersuchungen haben gezeigt, dass eine mit explan gefundene räumliche Lösung eine um mehr als 3 Prozentpunkte höhere interne Verzinsung aufweisen kann als die beste von Experten vorgeschlagene Variante [3]. Dies führt uns vor Augen, wie wichtig planungsmathematische Ansätze auch in diesem Bereich sind. explan wird von EVN AG für Fernwärme-Vorprojektierungen eingesetzt und steht vor allem im Rahmen eigener Projekte zur Verfügung. Die Erfahrungen mit dem Expansionsplaner sind überaus positiv. Zum einen waren durch die Erstellung der Datenkataloge Standardisierungsarbeiten notwendig, welche bei jedem weiteren Wärmeprojekt hilfreich sind. Zum anderen konnte durch die volle Integration in das GIS Datenaustausch, - verarbeitung und -aufbereitung beschleunigt werden. Die hohe Bedienerfreundlichkeit und intuitive Benutzerführung von explan trägt zu einer schnellen Akzeptanz bei. Der größte Vorteil dieser Entwicklung liegt in der Beschleunigung der Planungszeit, in der höheren Planungsqualität und in der nachhaltigen Steigerung der Wirtschaftlichkeit von Fernwärmeversorgungen. Schrifttum [1] Turk H.: Leitungsgebundene regionale Raumwärmeversorgung EDV-Konzepte und Optimierungsansätze, Dissertation, TU Wien 1989 [2] Tietz, H.-P.: Erschließungs- und Standortplanung für die Fernwärmeversorgung, Dissertation, Universität Karlsruhe, 1983 [3] Hackner J.: Energiewirtschaftlich optimale Ausbauplanung kommunaler Fernwärmesysteme, Dissertation, TU Wien 2004

46 IEWT CO 2 -Reduktionsziele erfordern die Anwendung der besten verfügbaren Technik für thermische Kraftwerksneubauten Das 800-MW-Gas- und Dampfturbinen-Kombinationskraftwerksprojekt Mellach DI Martin Hochfellner 27, DI Josef Tauschitz VERBUND Austrian Thermal Power GmbH & Co KG Der europäische und österreichische Strommarkt ist charakterisiert durch folgende Fakten: voll liberalisierter Strommarkt keine Neuerrichtungen von thermischen Kraftwerkskapazitäten Überalterung des bestehenden thermischen Kraftwerksparks Schließung von unrentablen Erzeugungseinheiten Strenge CO 2 - und Schadstoff-Reduktionsvorgaben Jährliche Zunahme des Energiebedarfes von ca. 1,6 % in Österreich Vor dem Hintergrund eines zunehmenden Energiebedarfs in Österreich, kombiniert mit den CO 2 - Reduktionszielen sowie der Schließung alter unrentabler Kraftwerkseinheiten (St. Andrä, Zeltweg etc.) hat der VERBUND-Konzern beschlossen, die Planung und Umweltverträglichkeitsuntersuchung einer 800-MW-GuD- Anlage im Süden Österreichs zu beginnen. Um die thermischen Erzeugungszahlen auf dem existierenden Level zu halten, ist der Bau neuer thermischer Erzeugungseinheiten erforderlich. Um im liberalisierten Markt bestehen zu können und weiters den Schadstoff- Reduktionsvorgaben Genüge zu tun, ist die Anwendung der besten verfügbaren Technologien (Best Available Technology), kurz BAT, für den Bau neuer Kraftwerksblöcke unabdingbar. Der Vortrag behandelt zum einen die Fragestellung, was derzeit als beste verfügbare Technik im Bereich von Kombianlagen gilt. Was also ist Stand der Technik und welche Entwicklungen sind derzeit noch Stand der Wissenschaft und werden zum Ende dieser Dekade verfügbar sein. Eingegangen wird dabei vor allem auf: Wirkungsgrad (Volllast, Teillast) Investitionskosten in Abhängigkeit der Anlagengröße Erzeugungskosten in Abhängigkeit der Anlagengröße Performanceverlust (Wirkungsgrad, Leistung) über die Lebensdauer Verlauf von Emissionen über den Lastbereich Die Fragestellungen werden aus Sicht eines potentiellen Käufers einer Kombianlage behandelt. Zum anderen gilt es, das derzeitige Umfeld für Kraftwerksneubauten in Österreich zu beleuchten. Welchen gesetzlichen Bestimmungen muss in Österreich Genüge getan werden und wie ist die Situation im europäischen Umfeld. Den Schlusspunkt bildet eine Kurzvorstellung des Projektes Mellach, wobei auf Standortwahl, Synergien, Leistungsdaten und Terminablauf eingegangen wird. 27 Ankerstraße 6, A-8054 Graz, Telefon: , Fax: , martin.hochfellner@verbund.at

47 IEWT Kraft-Wärme-Kopplung - Thermoökonomische Bewertung Dipl. Ing. (FH) Natascha Huber 28, Dipl. Ing. Dr. Matthias Theißing, Dipl. Ing. Dr. Michael Bobik FH Joanneum Kapfenberg 1. Ausgangspunkt Ausgangpunkt der vorliegende Arbeit war die Fragestellung, ob eine kostenrichtige Zuordnung der Produktionskosten bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen für die Produkte Strom und Wärme ohne weiteres möglich ist. Derzeit werden bei Kraft-Wärme Kopplungsanlagen Verfahren zur ökonomischen Bewertung des Betriebes angewandt, die keine exakte thermodynamisch fundierte Trennung der Kosten für die verschiedenen Energien zulassen. 2. Zielsetzung Das Ziel war die Erarbeitung einer thermodynamisch fundierten Methodik zur ökonomischen Bewertung von Kraft-Wärme-Kopplungssystemen. Anhand eines praktischen Beispiels einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage soll die erarbeitete Methodik angewandt werden. 3. Kurzfassung Ausgangpunkt war die Fragestellung, ob eine kostenrichtige Zuordnung der Produktionskosten bei Kraft- Wärme-Kopplungsanlagen für die Produkte Strom und Wärme ohne weiteres möglich ist. Es werden die derzeit angewandten Verfahren, auf nationaler und EU-Ebene, zur ökonomischen Bewertung des Betriebes von Kraft- Wärme Kopplungsanlagen aufgezeigt und auf ihre thermodynamische Richtigkeit hin untersucht. Weiters wird diskutiert, welche dieser bereits vorhandenen Verfahren für eine Bewertung sinnvoll erscheinen. Im Zuge dieser Arbeit wird eine thermodynamische Betrachtung der Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen durchgeführt. Aufgrund der verschiedenen Betriebsweisen können dann in weiterer Folge die Kosten den Produkten Wärme und Strom zugeordnet werden. Die hier entwickelte EEQ-Methode stellt eine thermodynamisch fundierte Methodik zur ökonomischen Bewertung von Kraft-Wärme-Kopplungssystemen dar. Es wird auch auf die CO 2 -Emissionen und deren Einsparung bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen im Vergleich zu einer getrennten Erzeugung der Wärme und des Stromes eingegangen. Anhand eines praktischen Beispiels einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage wird dann die erarbeitete EEQ-Methode angewandt. Es wird gezeigt, dass dieses Verfahren aus thermodynamischer Sicht richtig ist und zu einer genauen und sauberen Zuordnung der Kosten für die Koppelprodukte Wärme und Strom führt. 4. Schlussfolgerungen Aufgrund der thermodynamischen Grundprinzipien der Kraft-Wärme-Kopplung sind die bisher angewandten Methoden für eine ökonomisch fundierte Bewertung der Koppelprodukte Strom und Wärme nicht geeignet. Das Bewertungsverfahren, das im österreichischen Ökostromgesetz festgeschrieben ist, ist nicht geeignet für eine genaue ökonomische Bewertung von Strom und Wärme. Es ist daher auch nicht zielführend, diesen Ansatz zu verwenden. Auch eine Bewertung der Koppelprodukte Strom und Wärme nach der Protermo-Methode ist nicht sinnvoll aus thermodynamischer Sicht, da weder die Wirkungsgrade der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage noch die tatsächliche Betriebsweise der Anlage Einfluss finden. Die AEQ-Methode hat bis zu einem gewissen Grad als Ansatzpunkt für die erarbeitete EEQ-Methode des Kostensplittings fungiert. Es wird bei der AEQ-Methode bereits ein Kostensplitting durchgeführt, allerdings ist sie für stromgeführte Anlagen ausgelegt und deshalb für wärmegeführte Anlagen ungeeignet. Durch die Berechnung des Fernwärmeäquivalentes AEQ wird die Wärme sehr billig in der Produktion. Der Strom ist im Vergleich dazu relativ teuer. Bei der EEQ-Methode wird ein entsprechendes Kostensplitting für wärmegeführte Anlagen durchgeführt. Im praktischen Beispiel werden die beiden Ansätze, für stromgeführte und wärmegeführte Anlagen, dargestellt und verglichen. Aus dem Vergleich der Ergebnisse lässt sich eine saubere Trennung der Kosten für die Koppelprodukte einer wärmegeführten Anlage erkennen. Aufgrund der Anwendung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ergibt sich eine Einsparung von Primärenergie im Vergleich zu einer getrennten Produktion derselben Wärmemenge und der elektrischen Energie. Durch diese Einsparung von Primärenergie tritt auch eine Reduktion der CO 2 -Emissionen auf. Dieser Effekt wird in Zukunft 28 Studiengang Infrastrukturwirtschaft, Werk VI Straße 46, A Kapfenberg, Tel: 0664/ , mailto: natascha.trapp@inode.at, mailto: theissing@sime.com, mailto: michael.bobik@fh-joanneum.at

48 IEWT von noch größerer Bedeutung werden, da es ja zu einem Zertifikatshandel bei CO 2 -Emissionen kommen wird. Dieser Handel mit CO 2 -Emissionen erhöht auch die wirtschaftliche Attraktivität solcher Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen.

49 IEWT Effiziente Energienutzung in der Fernwärmeerzeugung und Fernwärmeverteilung Dipl.-Ing. Günter Zweiner 29, Dipl.-Ing. Dr. techn. Günter Veronik, Univ.-Doz. Dipl.-Ing. Dr. techn. Hermann Egger 30 Wärmebetriebe Ges.m.b.H, KELAG - Kärntner Elektrizitäts-Aktiengesellschaft Analog zum Strombereich besteht auf den Gebieten der Erzeugung und Verteilung von Wärme die Notwendigkeit, sich ständig mit neuen Technologieentwicklungen und mit der Nutzung alternativer Energiequellen zu befassen, um eine sichere, ökonomisch sinnvolle und ökologisch verträgliche Wärmeversorgung auch zukünftig zu gewährleisten. Die Umsetzung dieser kontinuierlichen Verbesserungsmaßnahmen erfolgt: aus dem Bestreben, fossile Energieträger im Bereich der kommunalen und gewerblichen Wärmeversorgung weitestgehend zu ersetzen und damit einen Beitrag zur Verbesserung der Emissionssituation und zur Ressourcenschonung zu leisten; aus der Notwendigkeit, in Bereichen, wo diese Substitution nicht möglich ist, zumindest durch Optimierung des Energieeinsatzes in den Bereichen Aufbringung und Verteilung, aber auch kundenseitig bei der Energienutzung, Maßnahmen zu setzen, die dem Stand der Technik entsprechen; aus dem Ansatz, durch eine verbesserte Nutzung lokal und regional verfügbarer Primärenergiequellen einen Beitrag zu regionaler Wertschöpfung zu leisten und einen positiven volkswirtschaftlichen Effekt zu erzielen; aus der Forderung, den ständig steigenden Anforderungen an einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb resultierend aus steigenden Kosten bei fossilen Primärenergieträgern und verbesserter kundenseitiger Wärmeeffizienz, Rechnung zu tragen; sowie aus dem Bestreben, die Möglichkeiten, die sich aus den Entwicklungen bei verschiedenen neuen Technologien im Bereich Anlageneffizienz und Anlagenverfügbarkeit ergeben, betriebswirtschaftlich und ergebnisorientiert zu nutzen. Inhalt des Vortrages: Nach einer kurzen Vorstellung der Wärmebetriebe GmbH wird im ersten Teil des Vortrages auf die aktuellen Entwicklungen im Bereich der Fernwärmeerzeugung eingegangen, indem für folgende Technologien je eine konkretes, realisiertes Anlagenbeispiel vorgestellt wird: Erdgas KWK Biomasseheizwerk Biomasse KWK mit Dampfturbine Biomasse KWK mit Dampfschraubenmotor Biogas KWK Fernwärme aus geothermischen Quellen Abwärmenutzung aus einer Hausmüllverbrennungsanlage Der zweite Teil des Vortrages beschäftigt sich mit dem Bereich der Fernwärmeverteilung. Hier werden moderne Methoden in den folgenden Bereichen vorgestellt: indirekte Wärmeversorgung direkte Wärmeversorgung moderne Hilfsmittel zur Netzplanung Wasseraufbereitung und Wasserqualität Sanierungskonzepte für bestehende FW - Netze Im dritten Teil des Vortrages werden zukünftige Entwicklungen und Visionen anhand von zwei konkreten Entwicklungsprojekten vorgestellt: Villach, St. Magdalenerstr. 81, guenter.zweiner@wbg.co.at, Tel.: 04242/ Klagenfurt, Arnulfplatz 2, Tel , Fax , hermann.egger@kelag.at

50 IEWT Abwärmenutzung mittels ORC Prozess Biogasnutzung mittels Brennstoffzelle Schließlich werden weitere Technologien, die in der Zukunft eine wichtige Rolle im Bereich der Wärmeerzeugung spielen könnten, kurz vorgestellt und die Rahmenbedingungen für deren wirtschaftlichen Einsatz definiert. Der Fokus des gesamten Vortrages geht in Richtung kombinierter Erzeugung von Wärme, Kälte und Strom aus alternativen Energiequellen als wichtigstem Schritt auf dem Weg zu einer zukünftig noch stärker optimierten Energieeffizienz unter Ausnützung regional vorhandener Ressourcen.

51 IEWT Hindernisse für den Ausbau der industriellen KWK in Österreich aus der Sicht eines Anlagenbetreibers Dipl.Ing. Dr.techn. Andreas GLATZER 31, Ing. Gerhard BURGSTALLER CMOÖ Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH Das Ausbaupotential der Kraft-Wärme-Kopplung in Österreich ist vielfach untersucht worden und weist ein beträchtliches Ausmaß auf. Die positiven Folgen betreffend Primärenergieeinsatz und Umwelt sind unbestritten und verschafften der Kraft-Wärme-Kopplung auch ihren Stellenwert innerhalb der österreichischen Klimastrategie. Ein beträchtlicher Teil des Potentials liegt im industriellen Bereich. In diesem Bereich kommt es seit Jahren zu keinen nennenswerten Kapazitätszuwächsen an installierter Leistung. Die Gründe für diese Stagnation trotz teilweise beträchtlicher Produktionssteigerungen und ausweitungen der Industrie sollen beispielhaft aus der Sicht eines Anlagenbetreibers mit Erweiterungspotential untersucht werden. Dazu werden die Konsequenzen der rein rechtlichen Rahmenbedingungen wie beispielsweise Ökostromgesetz CO2-Emissionshandel Förderkriterien genehmigungsrechtliche Aspekte (UVP, Emissionsgrenzwerte, etc.) anhand eines realen Beispieles beleuchtet. Da künftig für die Errichtung von Neuanlagen die Zuteilung von CO2-Zertifikaten einen wesentlichen Einfluß auf die Investitionsentscheidung haben wird, wird detailliert in diesem Zusammenhang auch die Problematik der CO2-Einsparung im Verhältnis zur getrennten Erzeugung mit verschiedenen Vergleichsszenarien dargestellt ebenso wie die Ermittlung der Primärenergieeinsparung anhand der Vorgaben der KWK-Richtlinie mit unterschiedlichen Referenzvergleichen. Für die Wirtschaftlichkeit des Projektes ist die zukünftige Marktpreisentwicklung der Primärenergie Erdgas und des Stromes, wobei hier aus der Sicht des Industriekunden als Benchmark die Summe aus Arbeitspreis, Netzkosten und Zuschlägen relevant ist, von entscheidender Bedeutung. Die Auswirkungen verschiedener Szenarien diesbezüglich auf die betriebswirtschaftlichen Kennzahlen werden dargestellt. Trotz der in diesem Fall äußerst positiven Randbedingungen betreffend Abnahmestruktur ist das Ergebnis, dass industrielle KWK-Anlagen unter den heute herrschenden Rahmenbedingungen meist nicht wirtschaftlich darstellbar sind bzw. die Investition mit sehr vielen Unsicherheiten behaftet ist. Daraus können wesentliche Eckpunkte abgeleitet werden, wie durch eine Änderung bzw. Schaffung von entsprechenden Rahmenbedingungen die weitere Ausnützung des Potentials der Kraft-Wärme-Kopplung an industriellen Standorten forciert werden kann. 31 Böhmerwaldstraße 3, 4020 Linz, Tel.: ; , Fax: ,

52 IEWT Session 1 D: Ökostrom in Österreich Christian SCHÖNBAUER (E-CONTROL) Ökostromentwicklung in Österreich Gustav RESCH, Thomas FABER, Claus HUBER (TU Wien) Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern Österreich im europäischen Vergleich Thomas FABER, Claus HUBER, Gustav RESCH (TU Wien) Optimale Förderstrategien für Strom aus Erneuerbaren Die Toolbox GREEN- X Christian TODEM, Heinz STIGLER, Christoph HUBER, Christoph WULZ Hannes WORNIG (TU Graz) Optimierungsmodell zur Vorab-Wirkungsanalyse politischer Rahmensetzungen in Bezug auf die Wasserrahmenrichtlinie und die Richtlinie zum Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten für Österreich Hannes EDER (Siemens) Möglichkeiten und Grenzen der regenerativen Stromerzeugung in Österreich Jochen MARKARD, Judith BÜHLER, Reinhard MADLENER, Bernhard TRUFFER, Anja UMBACH-DANIEL (CIRUS Schweiz) Development and diffusion of anaerobic digestion plants in Switzerland and Austria Interaction of local-regional and national innovation strategies

53 IEWT Ökostromentwicklung in Österreich Christian SCHÖNBAUER E-CONTROL Seit Jänner 2003 ist das Ökostromgesetz in Kraft. Die zwei Jahre Erfahrung haben eine dynamische Entwicklung bewirkt. Der Anteil von Windkraft und Biomasse an der Gesamterzeugung wird von 0,8 % im Jahr 2002 auf etwa 5 % im Jahr 2007 ansteigen. Abb.: Anstieg der Ökostromanteile (Windkraft, Biomasse; exklusive Wasserkraft) durch Anlagen, die bis Ende 2004 genehmigt sind Derzeit sind Optimierungen des Ökostrom-Unterstützungssystems in Diskussion. Diese könnten im Dezember 2004 im Parlament beschlossen werden. Anlässlich der IEWT-Tagung im Februar 2005 kann daher sehr aktuell über die aktuellen Entscheidungen berichtet werden. Darüber hinaus werden präsentiert: Aktuelle Entwicklungen der Kostenstrukturen je Energieträger Wasser, Wind, Biomasse, Photovoltaik Auswirkungen auf die Ausgleichsenergieaufwendungen Effizienzkriterien für Ökostromerzeugung Finanzierungssituation, Finanzierungsvolumina Klimaschutzbeitrag und seine Kosteneffizienz

54 IEWT Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern Österreich im europäischen Vergleich Gustav Resch 32, Thomas Faber, Claus Huber Technische Universität Wien, Energy Economics Group Erneuerbare Energieträger leisten im Bereich der Stromerzeugung heute weltweit einen bedeutsamen Beitrag zum Klimaschutz sowie zur Erreichung nachhaltiger Strukturen der Energieversorgung. Insbesondere Europa erwies sich hier als Vorreiter in der Förderung neuer viel versprechender Optionen - wie beispielsweise die Entwicklung der Windenergie in den vergangenen Jahren zeigte. Auf politischer Ebene wurden ambitionierte Ziele gesetzt und begleitende gesetzliche Regelungen verabschiedet. Ein aus österreichischer Sicht europäischer Vergleich mit Blick nach Westen als auch nach Osten soll nun dienen, folgende Fragen zu beantworten: Welchen Beitrag können erneuerbare Energieträger zur Deckung des steigenden Strombedarfs leisten? Wie hoch ist das Potenzial der verfügbaren Optionen und zu welchen Kosten lassen sich diese heute und mittelfristig erschließen? Welche Fördermaßnahmen haben die Länder ergriffen um ihre hochgesteckten Ziele zu erreichen? Ein Blick nach vorne: Szenarien der künftigen Entwicklung unter welchen Rahmenbedingungen ergibt sich welcher Ausbau? Die im Rahmen dieses Vortrags vorgestellten Zukunftsszenarien basieren auf Anwendung des Softwaretools Green-X ein Simulationsmodell für energiepolitische Instrument unter Anwendung des Konzepts dynamischer Kosten-Potenzialkurven, welches im Rahmen des EU-Forschungsprojekts Green-X (siehe entwickelt wurde. Für österreich-spezifische Ergebnisse wurde hierbei auch auf Endergebnisse des Forschungsprojekts Dynamic RES-E, für welches dankenderweise im Rahmen des Jubiläumsfonds der Österreichischen Nationalbank (ÖNB- Projekt 9408) eine Forschungsförderung vergeben wurde, zurückgegriffen. 32 Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, Gußhausstraße 25-29/373-2, 1040 Wien, Tel , Fax , Gustav.Resch@tuwien.ac.at

55 IEWT Optimale Förderstrategien für Strom aus Erneuerbaren Die Toolbox GREEN-X Thomas Faber 33, Claus Huber, Gustav Resch Technische Universität Wien, Energy Economics Group Application of Green-X: Green-X can be used by those who wish to identify most important strategies for the promotion of RES-E in a dynamic context. It assists policy makers to find efficient and effective strategies for improving RES-E generation and to assess the impact of the strategy regarding RES-E deployment, costs and benefits for society It helps investors to assess the available potential, market prices and trends It allows stakeholders to derive economically efficient portfolios in liberalised electricity markets under the constraints of RES-E development and GHG reduction Green-X Methodology: The general modelling approach to describe both supply-side electricity generation technologies and electricity demand reduction options is to derive dynamic cost-resource curves for each generation and reduction option in the investigated region. Dynamic cost curves are characterised by the fact that the costs as well as the potential for electricity generation / demand reduction can change year by year. The magnitude of these changes is given endogenously in the model, i.e. the difference in the values compared to the previous year depends on the outcome of this year and the (policy) framework conditions set for the simulation year. Based on the derivation of the dynamic cost curve an economic assessment takes place considering the scenario specific conditions like selected policy strategies, investor and consumer behaviour as well as primary energy and demand forecasts. Policies that can be selected are the most important price-driven strategies (feed-in tariffs, tax incentives, investment subsidies, subsidies on fuel input) and demand-driven strategies (quota obligations based on tradable green certificates (including international trade), tendering schemes). All instruments can be applied to all RES and conventional options separately for both combined heat power and power production only. In addition, general taxes including energy taxes (to be applied to all primary energy carriers as well as to electricity and heat) and environmental taxes on CO2-emissions, policies supporting demand-side measures and climate policy options (trading of emission allowances on both the national and international level) can be adjusted and the effects simulated. As Green-X represents a dynamic simulation tool, the user has the possibility to change policy and parameter settings within a simulation run (i.e. by year). Furthermore, all instruments can be set for each country individually. Within this step, a transition from generation and saving costs to bids, offers and switch prices takes place. It is worth to mention that the policy setting, e.g. the guaranteed duration and the stability of the planning horizon or the kind of policy instrument, which will be applied, influences the effective support. The results on a yearly basis are derived by determining the equilibrium level of supply and demand within each considered market segment e.g. tradable green certificate market (TGC both national and international), electricity power market, tradable emissions permit market. This means that the different technologies are collected within each market and the point of equilibrium varies with the calculated demand. Green-X Policy setting The following polices can be simulated for each Member State as well as for the EU as a whole: General taxes including: Energy taxes (to be applied to: electricity, heat, and all fossile primary energy carrier) Environmental taxes on CO2-emissions Promotion instruments for RES and conventional options in the field of electricity generation - including: Price-driven strategies (feed-in tariffs, tax incentives, investment subsidies, subsidies on fuel input) 33 Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, Gußhausstraße 25-29/373-2, 1040 Wien, Tel , Fax , Thomas.Faber@tuwien.ac.at

56 IEWT Demand-driven strategies (Quota obligations based on tradable green certificates (including international trade), tendering schemes) Note, all instruments can be applied to all RES and conventional options separately. In addition, separate settings can be selected for combined heat and power. With respect to nuclear power plants pre-defined phase-out scenarios can be also investigated. Demand-Side-Measures (DSM): Instruments to reduce the demand for electricity (i.e. quota obligations, tax incentives, investment subsidies) can be applied on a sectoral level, i.e. for industry, tertiary (public and private) and household sector (single and multi-family dwellings) Climate Policy: Trading of emission allowances on both the national and international level can be analysed. Green-X Results Green-X model provides the following outputs for each Member State and for the European Union as a whole as well as for each technology on a yearly base up to 2020: General results, including: Installed capacity [MW] Total fuel input electricity generation [TJ, MW] Total electricity generation [GWh] National electricity consumption [GWh] Import / export electricity balance [GWh, % of gen.] Total CO2-emissions from electricity generation compared to selected scenario baseline (BAU, Kyototarget, etc.) [%] Market price electricity (yearly average price) [ /MWh] Market price Tradable Green Certificates [ /MWh] Impact on producer, including: Total electricity generation costs [M, /MWh] Total producer surplus for electricity generation [M, /MWh] Marginal generation costs per technology for electricity generation [ /MWh] Impact on consumer, including: Additional costs due to promotion of RES-E [M, /MWh] Additional costs due to DSM strategy [M, /MWh] Additional costs due to CO2-strategy total [M, /MWh] Total (transfer) costs due to the selected support schemes and policy options