Rahmenbedingungen für die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerksinvestitionen

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1 Rahmenbedingungen für die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerksinvestitionen Berlin, LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

2 Ausgangslage Die hohe Wettbewerbsintensität verursacht durch wachsende Überkapazitäten in der Stromerzeugung, eine über Erdgas-GuD- und Steinkohlekraftwerke sehr flache Merit Order und verändertes Marktverhalten der Akteure hat die Strompreise auf das Niveau des Jahres 2005 zurückfallen lassen. Drei fundamentale Faktoren treiben den Strompreis: Brennstoffpreise, Preise für CO 2 -Zertifikate und die Wettbewerbsintensität. Aus Sicht der Erzeuger besteht das Risiko, dass die Erzeugermargen sich ohne ordnungspolitische Eingriffe nicht erholen. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

3 Gliederung 1 Fundamentale Treiber des Strompreises 2 Preisentwicklung am Stromgroßhandelsmarkt 3 Wirkung des Atom-Moratoriums auf das deutsche Strom-Exportsaldo 4 Konzeptionelle Eckpunkte für einen Kapazitätsmarkt LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

4 Ziele Gerne möchte ich in dem heutigen Termin die fundamentalen Faktoren der Strompreisbildung erläutern und einen Ausblick auf die weitere Marktentwicklung vorstellen, die aktuelle Situation am Erzeugungsmarkt verdeutlichen, die Wirkung des Atommoratoriums auf das Strom-Exportsaldo diskutieren sowie die Eckpunkte der zukünftigen Ausgestaltung des Marktmodells für den Stromgroßhandelsmarkt vorstellen. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

5 Fundamentale Treiber des Strompreises Brennstoff- und EUA-Preise Wettbewerbsintensität LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

6 Entwicklung der Brennstoffpreise Euro/MWh (Ho) 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5, API#2 Frontjahr Erdgas Frontjahr (bis : TTF / ab : EEX, Marktgebiet EGT/NCG) Quelle: Reuters, Erdgaspreis: ab EEX Marktgebiet EGT/NCG, davor TTF, Stand: Steinkohle hat sich seit 2008 relativ zu den Preisen für Erdgas verteuert. Seit Mitte 2007 zeigen die Preiskurven für beide Brennstoffe gemessen an den Perioden zuvor eine relative Parallelität. Die Preise verdoppelten sich bis zur Spitze Mitte Anschließend fielen die Gaspreise stärker als die Steinkohlepreise. Im zweiten Halbjahr 2010 liegt der Erdgaspreis auf dem Niveau des zweiten Halbjahrs 2007, der Steinkohlepreis jedoch liegt auf einem höheren Niveau. Der Erdgasmarkt ist von nachhaltigen Überkapazitäten geprägt. Gleichzeitig findet ein Wandel des Marktregimes hin zu Standardprodukten der Großhandelsmärkte statt. Sinkender Importbedarf für LNG erhöht den Preisdruck auf LNG und verschärft in Europa den Wettbewerb zwischen Pipelinegas und LNG. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

7 Das Fuel-Switch-Konzept CO 2 [ Euro t ] = ( AP G as AP SK ) Euro M W h [ ] [ ] Emissionsfaktor SK t Emissionsfaktor M W h G as WG SK WG G as AP Gas Arbeitspreis ohne CO 2 -Kosten des verdrängenden GuD-Kraftwerkes AP SK Arbeitspreis ohne CO 2 -Kosten des zuletzt verdrängten Steinkohlekraftwerks Emissionsfaktor Tonnen CO 2 -Emission je eingesetzter Brennstoffwärmemenge Erdgas bzw. Steinkohle [ t M W h ] WG Gas Wirkungsgrad des verdrängenden GuD-Kraftwerks WG SK Wirkungsgrad des zuletzt verdrängten Steinkohlekraftwerks EUA werden im Markt nach dem Fuel- Switch-Konzept bepreist. Das Konzept unterstellt, dass die europäischen Minderungsziele nur erreicht werden können, wenn Strom aus Erdgas Steinkohlestrom verdrängt. Dargestellt wird die Gleichung zur Bestimmung des fundamentalen Wertes von EUA nach dem Fuel-Switch- Konzept. Dazu müssen die Grenzkosten (clean) des Erdgaskraftwerkes niedriger sein als die des Steinkohlekraftwerkes. Der dargestellte Zusammenhang bedeutet: Wenn der Erdgaspreis relativ zum Steinkohlepreis steigt, steigt auch der fundamentale Preis für EUA. Wenn der Erdgaspreis relativ zum Steinkohlepreis fällt, sinkt der Preis für EUA. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

8 Preise für CO 2 -Zertifikate (EUA) CO2-Preis in Euro/t 60,0 55,0 50,0 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0, Wirkungsgrad 60% EUA-Frontjahr (EEX) Substituierte Steinkohlekraftwerke - Marktmeinung Frontjahr [%] 55% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Entscheidend für den Wettbewerb zwischen den Brennstoffen ist dabei der Wirkungsgrad des in der Merit Order zuletzt verdrängten Steinkohlekraftwerks. Die Zuverlässigkeit dieses Konzeptes lässt sich anhand des errechneten Wirkungsgrades des verdrängten Steinkohlekraftwerks überprüfen. Von Mitte 2007 bis Mitte 2009 pendelte der Wirkungsgrad zwischen 30% und 35%. Anschließend stieg er nachhaltig oberhalb von 35%. Mit steigenden EUA-Preisen ist erst dann zu rechnen, wenn sich Erdgas relativ zur Steinkohle verteuert. In näherer Zukunft ist eher der gegenläufige Trend zu erwarten. Quelle: EEX, Reuters, LBD-Analysen, Stand: LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

9 Merit Order der disponiblen Kraftwerke Status quo Euro / MWh 140,00 130,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 - Nachfragebereich (Vertikale Netzlast 2009) Kernenergie Erdgas Steinkohle Braunkohle Sonstige Steinkohle in Bau Braunkohle in Bau GuD in Bau Ersatz Kernenergie Quelle: Platts, 50Hertz, Amprion, TenneT, EnBW, Preisstand: Februar 2011 Die Grafik zeigt die Merit Order der disponiblen Kraftwerke und die Nachfrage (vertikale Netzlast) im Jahr Das Das Fuel-Switch-Konzept führt über über Erdgas- Erdgas-GuD- und Steinkohlekraftwerke und Steinkohlekraftwerke hinweg zu einer sehr flachen Merit Order. hinweg zu einer sehr flachen Merit Order. Im Nachfragebereich zwischen MW Im Nachfragebereich zwischen MW und MW zeigt die Grafik lediglich und MW zeigt die Grafik lediglich einen Anstieg der Grenzkosten um einen 10 Euro/MWh. Anstieg der Grenzkosten um 10 Euro/MWh. Moderne Erdgas-GuD-Kraftwerke kommen Moderne vor Steinkohlekraftwerken Erdgas-GuD-Kraftwerke zum Einsatz. kommen vor Erdgasgefeuerte Steinkohlekraftwerken Dampfkraftwerke zum Einsatz. liegen in Erdgasgefeuerte der Regel hinter Steinkohlekraftwerken. Dampfkraftwerke liegen in Diese der Regel sehr flache hinter Struktur Steinkohlekraftwerken. führt zu sehr Diese geringen sehr Erzeugermargen. flache Struktur Bei führt einer zu sehr geringen tatsächlichen Erzeugermargen. Leistungsspitze Bei unter einer tatsächlichen MW können weder Leistungsspitze Steinkohle-, unter noch GuD- Kraftwerke ihre betriebsgebunden Kosten MW können weder Steinkohle-, decken bzw. Deckungsbeiträge auf ihre noch GuD-Kraftwerke ihre Kapitalkosten erwirtschaften. betriebsgebunden Kosten decken bzw. Deckungsbeiträge auf ihre Kapitalkosten erwirtschaften. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

10 Merit Order der disponiblen Kraftwerke Kernkraftausstieg Euro / MWh 140,00 130,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 - Moratorium Grenzkosten des Systems: 48,31 Euro/MWh Kernenergie Erdgas Steinkohle Braunkohle Sonstige Steinkohle in Bau Braunkohle in Bau GuD in Bau zusätzliche GuD Euro / MWh 140,00 130,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 - Totalausstieg Grenzkosten des Systems: 57,31 Euro/MWh Kernenergie Erdgas Steinkohle Braunkohle Sonstige Steinkohle in Bau Braunkohle in Bau GuD in Bau zusätzliche GuD Die linke Grafik zeigt die Merit Order nach dem Moratorium. Die rechte Grafik zeigt die Merit Order bei einem vollständigen Ausstieg. Der Atomausstieg würde nicht unmittelbar zu Engpässen führen. Erst der vollständige Ausstieg lässt größere Preiswirkung insbesondere in Starklast bzw. hoher Nachfrage erwarten. Quelle: EEX, 50Hertz, TenneT, Amprion, EnBW, Preisstand: Februar 2011 LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

11 Merit Order der disponiblen Kraftwerke konventioneller Ersatzbau Euro / MWh 140,00 130,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 - Gegenwärtiger Zubau Grenzkosten des Systems: 53,58 Euro/MWh Euro / MWh 140,00 130,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 - Zusätzlicher Ersatzbau Grenzkosten des Systems: 52,89 Euro/MWh Kernenergie Erdgas Steinkohle Braunkohle Sonstige Steinkohle in Bau Braunkohle in Bau GuD in Bau zusätzliche GuD Kernenergie Erdgas Steinkohle Braunkohle Sonstige Steinkohle in Bau Braunkohle in Bau GuD in Bau zusätzliche GuD Die rechte Grafik zeigt eine Merit Order mit Atomausstieg und gegenwärtig in Bau befindlichen Kraftwerken. Um trotz des wegfallenden CO 2 -freien Atomstrom die Klimaziele zu erfüllen, ist eine Verdrängung von Kohlestrom durch GuD- Kraftwerke erforderlich. Dafür sind ca GW GuD-Kraftwerke notwendig. Die linke Grafik zeigt eine Merit Order mit zusätzlich 15 GW Zubau von GuD-Kraftwerken, um diese Verdrängung zu ermöglichen. Gleichzeitig werden alte Steinkohlekraftwerke abgeschaltet, um die installierte Kraftwerksleistung im Status quo zu erreichen. Quelle: EEX, 50Hertz, TenneT, Amprion, EnBW, Preisstand: Februar 2011 LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

12 Fundamentale Treiber des Strompreises Brennstoff- und EUA-Preise Wettbewerbsintensität LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

13 Entwicklung der Erzeugermargen Euro/kW(el) Fixkosten GuD-Kraftwerk Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (34,0%) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (44,5%) Quelle: EEX, Reuters, LBD-Analysen, Stand: Fixkosten Steinkohlekraftwerk Neu Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (39,0%) Clean-Spark-Spread GuD-Kraftwerk (55,0% (Hu)) Die Grafik stellt die Entwicklung der Erzeugermargen verschiedener typischer Referenzkraftwerke dar. Die Preise für Strom, Brennstoffe und CO 2 -Zertifikate ändern sich täglich. Für jeden Handelstag wird die Marge einer Stromlieferung im Folgejahr berechnet. Aus dieser Marge muss der Kraftwerksbetreiber seine fixen Kosten und seinen Gewinn decken. Seit 2008 haben sich die Margen halbiert. Zurzeit decken Kraftwerksbetreiber (Steinkohle, Erdgas) lediglich ihre fixen Betriebskosten und erzielen keine Deckungsbeiträge auf Kapitalkosten. Ursache sind erhebliche Überkapazitäten der Stromerzeugung mit der Folge intensiven Wettbewerbs unter den Kraftwerksbetreibern. Die Ereignisse von Fukushima haben nur zu einer geringen Verbesserung der Margen geführt. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

14 Preisentwicklung am Stromgroßhandelsmarkt LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

15 Sinkende Preisspreizung am Spotmarkt Strompreise EEX über Netzlast Q Strompreise EEX über Netzlast Q Strompreise EEX über Netzlast Strompreise EEX über Netzlast Q Spotpreise EEX Euro / MWh 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 Spotpreise EEX Euro / MWh 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20, Strompreise EEX über Netzlast Q Netzlast in GW Strompreise EEX über Netzlast Q Netzlast in GW Die Grafiken zeigen beispielhaft für die dritten Quartale der Jahre 2008 und 2010 Punktwolken aus vertikaler Netzlast und zeitgleichem Spotmarktpreis. Preise oberhalb von 160 Euro/MWh in 2008 werden zugunsten der Skalierung nicht dargestellt. Während in Q bei gleicher Nachfrage eine enorme Preisspreizung in den Spotmarktpreisen erreicht wurde, ist demgegenüber die Preisspreizung in Q nur geringfügig. Die Volatilität ist zurückgegangen. Die Grafiken legen nahe, dass 2008 von Spekulation und 2010 von intensivem Wettbewerb geprägt waren. Quelle: EEX, 50Hertz, TenneT, Amprion, EnBW, Stand: LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

16 Sinkende Super-Peak-Preise Spotpreise in Euro / MWh 250,00 200,00 Die Abbildung zeigt die Mittelwerte der 100 teuersten Spotmarktpreise je Quartal zum Mittelwert der zeitgleichen Netzlast. 150,00 100,00 50,00 Q Q Q Die Grafik zeigt deutlich, dass die Preise für die ersten drei Quartale in 2010 signifikant unter den Preisen der Vorjahre liegen. Zudem legt die Analyse nahe, dass die vertikale Netzlast in den teuersten Stunden spürbar gesunken ist Netzlast in MW Mittelwert der 100 teuersten Stunden je Quartal von 2005 bis 2009 Mittelwert der 100 teuersten Stunden je Quartal in 2010 Quelle: EEX, 50Hertz, TenneT, Amprion, EnBW, Stand: LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

17 Wirkung des Moratoriums auf das deutsche Strom-Exportsaldo LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

18 Monatssaldo der deutschen Stromexporte GWh / Monat Die Grafik zeigt das deutsche Strom-Exportsaldo und die tägliche Windeinspeisung für den Zeitraum Januar 2010 bis März Der Monat März 2011 liegt auf gleichem Niveau wie März Einen Rückgang des deutschen Exportsaldos von Februar auf März gab es auch im Jahr Exportüberschuss DE gesamt Monatliche Einspeisemenge Windstrom (alle ÜNB) Quelle: ENTSO-E, 50Hertz, Amprion, Tennet, EnBW, LBD Berechnungen, Stand: LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

19 Vergleich der deutschen Stromexporte März 2010 und März 2011 MWh / Tag Abgebildet sind die Tagessalden der deutschen Stromexporte für den Monat März in den Jahren 2010 und Auffällig ist der ähnliche Verlauf über den Monat verteilt : Exportüberschuss DE gesamt : Exportüberschuss DE gesamt Obwohl die Phase mit Importen im März 2011 länger ist als im Vorjahr, kann nicht von signifikanten Unterschieden die Rede sein. Die Exporte im März 2010 und März 2011 zeigen eine ähnliche Struktur. Die Importe Ende März 2011 reduzieren sich bereits wieder Anfang April. Es ist aus den 3 Wochen seit dem Moratorium bis jetzt keine nachhaltige Entwicklung ableitbar. Quelle: ENTSO-E, LBD Berechnungen, Stand: LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

20 Konzeptionelle Eckpunkte für die Errichtung eines Kapazitätsmarktes LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

21 Konzeptionelle Eckpunkte für die Errichtung eines Kapazitätsmarktes Hohe Wettbewerbsintensität ist ein bedeutendes ordnungspolitisches Ziel bei der Liberalisierung der Energiemärkte. Der Verlust an Marktmacht der großen deutschen und europäischen Stromproduzenten, einhergehend mit Überkapazitäten im Kraftwerkspark, führt zu einem intensiven Wettbewerb mit Verdrängungscharakter. Der Handel mit EUA führt zu einer im Bereich der Erdgas- und Steinkohlekraftwerke sehr flachen Merit Order, mit der Folge geringer Margen, die im aktuellen Marktumfeld bestenfalls die operativen Kosten decken. Signifikante Price-Spikes sind in den vergangenen vier Quartalen in Folge ausgeblieben. Das bestehende Marktmodell basierend auf grenzkostenorientiertem Wettbewerb bietet keine Investitionsanreize für die Erneuerung des Kraftwerksparks in Deutschland und Europa. Auf absehbare Zeit muss regenerative Stromerzeugung durch flexible fossile Kraftwerkskapazitäten ergänzt werden. Im Fall eines teilweisen oder vollständigen Kernkraftausstieg in Deutschland müssen zusätzlich alte Kohlekraftwerke durch Erdgaskraftwerke ersetzt werden, um die CO 2 -Vermeidungsziele erreichen zu können. Für eine Erneuerung des Kraftwerksparks bedarf es potenzieller Standorte, die in Bezug auf die bestehende Topografie des Übertragungsnetzes effizient sind. Es bedarf finanzieller Anreize aus einem veränderten Marktmodell, das den Investoren eine angemessene Rendite in Aussicht stellt. Die Schaffung eines langfristigen Kapazitätsmarktes kann bei richtiger Ausgestaltung diese finanziellen Anreize schaffen. Eckpunkte für ein Kapazitätsmarktmodell sollten dabei sein: Bestimmung des Ersatz- und Ausbaubedarfs nach Kapazitätsbedarf, Standorten, CO 2 -Emissionen, Einsatzflexibilität, Verfügbarkeit. Zahlung einer laufenden (z.b. 15 Jahre) Leistungsentgeltkomponente an den Kraftwerksinvestor, z.b. durch den ÜNB. Bestimmung der Höhe des Leistungsentgeltes im Wettbewerb (Auktion oder durch Benchmark). Das Marktdesign für einen Kapazitätsmarkt muss die Erfordernis begründen, den Bedarf qualitativ und soweit möglich quantitativ zu entwickeln und die zukünftigen Marktstrukturen und Marktregeln zu bestimmen. LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

22 Ansprechpartner Ben Schlemmermeier Geschäftsführer Tel.: +49(0) Mobil: +49(0) Kaufmann Seit 1989 bei der LBD Seit 1991 geschäftsführender Gesellschafter der LBD Beratungsschwerpunkte: Mergers & Acquisitions, Corporate Finance, Project Finance, Corporate Restructuring Entwicklung von Visionen, Zielen, Strategien und Positionierungen für Unternehmen Politikberatung für die öffentliche Hand, insbesondere in Bezug auf öffentliche Unternehmen Beratung zu komplexen Strukturen beim Ein- und Verkauf von Energien und deren Umsetzung in Verträge Monopolmärkte und Monopolpreise LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

23 Kontaktdaten LBD-Beratungsgesellschaft mbh Stralauer Platz 34 EnergieForum (D)10243 Berlin Tel.: +49(0) Fax: +49(0) LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23

24 LBD-Beratungsgesellschaft mbh LBD-Beratungsgesellschaft mbh /23