Kapitel 2: Management der Stromerzeugung

Kapitel 2: Management der Stromerzeugung 2.1 Grundüberlegungen 2.2 Kraftwerke als zentrale Ressource 2.3 Kraftwerkseinsatzplanung 2.4 Beschaffungs- und Absatzmärkte 2.5 Portfoliomanagement in der Stromerzeugung 2.6 Kraftwerksinvestitionen 2.7 Auswirkungen verstärkter Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien 1 2.4 Beschaffungs- und Absatzmärkte 2.4.1 Strommärkte 2.4.2 Brennstoffmärkte 2.4.3 Markt für Emissions-Zertifikate 2

2.4.1 Strommärkte Differenzierung nach Marktstufen und Art der Akteure Beim Strommarkt ist wie bei anderen Gütermärkten zwischen Großhandels- und Einzelhandelsmärkten (Wholesale Market und Retail Market) zu unterscheiden. Typischerweise liefern Produzenten nicht an Endkunden, sondern an Großhändler und Börsen sowie Einzelhändler. Sie handeln damit auf Großhandelsmärkten. Auf Großhandelsmärkten wechseln die Güter den Eigentümer, bleiben aber im Markt. Auf Endkundenmärkten sind hingegen Einzelhändler und Endverbraucher die Akteure. Die Endverbraucher entziehen dabei das Gut dauerhaft dem Markt. 3 Strommärkte Mark-to-Market Prinzip Da Strom zwischen der Großhandels- und der Einzelhandelsstufe nicht umgewandelt wird, stellt sich die Frage, welche Preise für die Erzeugung maßgeblich sind. Dies gilt insbesondere für vertikal integrierten Unternehmen, die die eigene Erzeugung direkt an Endkunden verkaufen könnten. Aber aus einer marktorientierten Unternehmensführung folgt: Der Output aus Kraftwerken ist immer mit Großhandelspreisen zu bewerten (Mark-to-market-Prinzip). Denn dies ist der primäre Markt für Kraftwerksoutput. Und der Einzelhandel hat (bei liquidem Großhandelsmarkt) immer die Möglichkeit statt von eigenen Kraftwerken vom Großhandel zu beziehen. Dies gilt auch im Fall von vertikal integrierten Unternehmen. Daher muss auch die unternehmensinterne Bewertung der Stromerzeugung auf Basis der Marktpreise erfolgen. Jede andere Bewertung würde die Make-or-Buy-Entscheidung des Gesamtunternehmens verfälschen. Entweder den Kraftwerken flössen überhöhte Erlöse zu, wenn der interne Verrechnungspreis über dem Großhandelsmarkt läge. Oder die Kraftwerke würden systematisch um Erlöse geprellt im umgekehrten Fall. 4

Strommärkte Differenzierung nach Produkten a) Spotmarkt Da Strom nicht (in nennenswertem Umfang) speicherbar ist, stellen Stromlieferungen zu unterschiedlichen Zeiten unterschiedliche, nicht oder nur schlecht untereinander substituierbare Produkte dar. Dementsprechend werden am Großhandelsmarkt für Strom differenzierte Produkte für unterschiedliche Lieferzeitpunkte gehandelt. Der Markt für Lieferungen unmittelbar in der Zukunft ist der Spotmarkt. In Deutschland ist er als Day-Ahead-Markt organisiert, d.h. Käufe und Verkäufe auf diesem Markt müssen am Vortag abgewickelt werden. In GB schließt der Spotmarkt erst wenige Stunden vor der Lieferperiode. Auf dem Day-ahead-Markt in Deutschland werden Produkte im Stundenraster gehandelt. in GB: Halbstunden-Raster Der Spothandel findet an der Strombörse EEX und außerbörslich statt. 5 Preisentwicklung Stromgroßhandelsmarkt EEX stündliche Spotmarktpreise September 2007 90 80 EEX Spotmarktpreis in /MWh 70 60 50 40 30 20 10 0 01.09.06 06.09.06 11.09.06 16.09.06 21.09.06 26.09.06 Quelle: EEX (2006) 6

b) Regelenergiemarkt Für den Ausgleich von Abweichungen zwischen den day-ahead geplanten Energielieferungen und den tatsächlichen Energieflüssen wird Regelenergie eingesetzt Der Einsatz erfolgt durch den (Verbund-)Netzbetreiber. Da die Netzbetreiber keine eigenen Kraftwerke besitzen, beschaffen sie sich die Regelenergie über spezielle Regelenergiemärkte. Dabei erfolgt regelmäßige Ausschreibung von: Primärregelleistung: Frequenzregelung, erfolgt europaweit im UCTE-Netz Sekundärregelleistung: Lastflussregelung, erfolgt anhand von Regelsignal von den Netzkuppelstellen Minutenreserve: kurzfristig (i. d. R. innerhalb von 15 Minuten) verfügbare Kraftwerksreserve, v. a. zum Ausgleich von Kraftwerksausfällen Primär- und Sekundärregelleistung werden für jeweils 6 Monate ausgeschrieben. Minutenreserve wird täglich ausgeschrieben. Das Bereitstellen von solchen Reserveleistungen ermöglicht Kraftwerksbetreibern teilweise erhebliche Zusatzeinnahmen. 7 c) Terminmarkt für Forwards und Futures Am Terminmarkt erfolgt der Kauf bzw. Verkauf eines bestimmten Gutes zu einem bestimmten Zeitpunkt in der Zukunft (1 Monat, 1 Jahr oder mehr) zu einem heute vereinbarten, aber später zu entrichtenden Preis. Ermöglicht Stromerzeugern Absicherung ihrer Erlöse gegen starke Schwankungen am Spotmarkt. Zwei Typen unbedingter Termingeschäfte: Forwards nicht standardisiert, private Vereinbarungen zwischen zwei Parteien (OTC- (Over-the-counter) Geschäften), zumeist physische Lieferung vorgesehen Futures standardisiert, an der Börse gehandelt und täglich bewertet, führen in der Regel nicht zur physischen Lieferung des Underlyings Forwards und Futures sind zeitlich nicht so fein aufgelöst wie Spotlieferungen Gehandelt werden zumeist Lieferungen für einen ganzen Monat oder noch längere Zeiträume Neben kontinuierlichen Lieferungen (Base: 24 h am Tag, jeden Tag) auch Produkte für Lieferung tagsüber (Peak: 8 Uhr 20 Uhr an Werktagen) 8

Preisentwicklung Stromgroßhandelsmarkt EEX: Terminmarkt-Preise für Jahres-Base Jan06 Sep07 61 59 57 EUR / MWh 55 53 51 49 47 02.01.2006 02.03.2006 02.05.2006 02.07.2006 02.09.2006 02.11.2006 02.01.2007 02.03.2007 02.05.2007 02.07.2007 02.09.2007 Base 2008 Base 2009 Quelle: EEX (2007) 9 Strommärkte Eckpunkte aus Sicht der Erzeuger Für den Kraftwerkseinsatz ist letztendlich der Großhandels- Spotmarkt der maßgebliche Markt. Dies gilt auch für vertikal integrierte Unternehmen Terminmärkte dienen nur zur Absicherung der Stromerlöse gegen die teilweise extremen Preisschwankungen am Spotmarkt Es ist eine Frage des Portfoliomanagements, wann welcher Anteil der verfügbaren Erzeugungskapazitäten über den Terminmarkt vermarktet wird. Regelenergiemärkte ermöglichen den Kraftwerksbetreibern Zusatzerlöse. Die Netzbetreiber benötigen die Regelenergie, um Abweichungen zwischen momentaner Last und geplanten Fahrplänen auszuregeln und damit die Stabilität der Stromversorgung zu gewährleisten. 10

2.4.2 Brennstoffmärkte a) Steinkohle Steinkohle ist kein homogenes Produkt. Vielmehr unterscheiden sich Steinkohlen aus unterschiedlichen Förderländern und Gruben z. B. in den folgenden Parametern Brennwert Schwefelgehalt Feuchte Anteil flüchtiger Substanzen Mahlbarkeit Schlackebildung Einzelne Kraftwerke werden auf spezifische Kohlequalitäten eingestellt. Üblicherweise werden auch langfristige Lieferverträge zwischen Gruben und Kraftwerken abgeschlossen. 11 Steinkohle Handel In den letzten Jahren hat sich der Steinkohlehandel rapide entwickelt Zwischen Anfang der 1990er und 2004 ist der Anteil des internationalen Handels an der gesamten Weltnachfrage von 10 % auf 15 % gestiegen Elektronischer Handel hat sich dabei viel langsamer entwickelt als bei Öl und Gas Hauptgrund: Spezifität der für Kraftwerke jeweils benötigten Kohle Kohleindizes haben dieses Hemmnis überwunden Bieten standardisierte Definitionen der Herkunft, Qualität und anderer Parameter Basierend auf diesen Indizes werden Spotgeschäfte getätigt Darauf aufbauend wurden auch Terminmarktprodukte definiert und es werden Handelsgeschäfte für diese abgeschlossen 2004 war das Handelsvolumen im elektronischen Handel (Spot- und Termingeschäfte) rund 4 bis 7 mal höher als die physischen Kohleverträge Quelle: IEA (2004), S. 169-181 12

Steinkohle Preisentwicklung Kraftwerkskohle in EUR je MWh frei deutsche Grenze EUR / MWh 8,5 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 3. Q 4. Q 1. Q 2. Q 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Quelle: BAFA (2007) 13 120 Steinkohle Preisentwicklung internationaler Handel 100 80 Kohle API2 in USD/t 60 40 Kohle API2 in EUR/t 20 0 01.11.01 01.05.02 01.11.02 01.05.03 01.11.03 01.05.04 01.11.04 01.05.05 01.11.05 01.05.06 01.11.06 01.05.07 01.11.07 14

b) Braunkohle Einsatz, Handel und Preisbildung Braunkohle wird üblicherweise in der Nähe der Förderstätte verstromt Grund: niedrige Energiedichte führt zu hohen Transportkosten In den meisten Fällen befinden sich in Deutschland Braunkohle- Tagebau und Kraftwerk in der Hand des selben Unternehmens: z.b. RWE: Tagebau im rheinischen Revier und Kraftwerke (z. B. BoA- Anlage in Niederaußem) z.b. Vattenfall: Tagebau in der Lausitz und Kraftwerke (z. B. Kraftwerk Boxberg) Kein Spothandel, da Unternehmen vertikal integriert oder langfristige Lieferverträge Kein internationaler Handel, da hohe Transportkosten Interne Verrechnungspreise ergeben sich aus Förderkosten und ggf. Opportunitätskosten (Wert der erschöpfbaren Ressource) Zugrundelegung von kurz- bzw. langfristigen Grenzkosten der Förderung verändert Kraftwerkseinsatz u. U. erheblich Langfristige Kosten werden mit rund 4 /MWh Brennstoff angegeben 15 c) Erdgas Liberalisierung der Märkte für Erdgas erfolgte in Deutschland de jure zeitgleich mit der Liberalisierung der Strommärkte (April 1998) De facto ist der Wettbewerb beim Erdgas nach wie vor viel weniger ausgeprägt als beim Strom Beschaffung von Erdgas über den Markt statt über den traditionellen Vorlieferanten stellt sich nach wie vor schwierig dar Gründe: Geringe Marktliquidität bei Import bzw. einheimischer Förderung in Folge von Langzeit-Lieferverträgen In Zukunft wird mehr Liquidität im Erdgashandel erwartet Regulierer hat Entry-Exit-Modell für Gastransport und begrenzte Anzahl an Marktgebieten durchgesetzt, damit wird Handel leichter möglich 16

Erdgas Handel Großhandel mit Erdgas erfolgte zunächst an sogenannten Hubs (Handelsknoten) Am wichtigsten für Deutschland: Zeebrugge, Belgien, am sogenannten Interconnector, der Gaspipeline zwischen Großbritannien und dem Kontinent In Holland virtueller Handelspunkt TTF seit 2003 Seit Ende 2004 Handel am virtuellen Handelspunkt BEB (Norddeutschland) und 4. Quartal 2006 sog. Choice Market bei E.ON Ruhrgas Inzwischen in Deutschland 14 Marktgebiete mit je einem virtuellen Handelspunkt Seit Juli 2007 Handel an der EEX für Marktgebiete BEB und EGT Auch Terminmarktkontrakte werden auf die virtuellen Handelspunkte und die dortigen Spotkontrakte indiziert Aber liquider Handelsmarkt nur möglich, wenn auch An- und Abtransport zu Handelsknoten einfach zu gestalten 17 Erdgas Preisbildung Die Preisbildung für Erdgas erfolgt traditionell nach dem Prinzip des anlegbaren Gaspreises Nach diesem Prinzip wird der Preis für Erdgas in einer Vergleichsrechnung bestimmt In diese gehen neben dem Preis für die Bereitstellung der entsprechenden Wärmemenge ggf. auch quantifizierbare Verwendungsvor- und -nachteile im Verhältnis zur Versorgungsalternative ein Als Versorgungsalternative wird üblicherweise leichtes Heizöl zugrunde gelegt, in der Industrie teilweise auch schweres Heizöl Diese Preisbildung stellt sicher, dass Erdgas immer wettbewerbsfähig gegenüber den Alternativen bleibt Daraus ergibt sich eine weitgehende Eliminierung des Absatzmengenrisikos bei Investitionen in Erdgasleitungen In der Stromwirtschaft ist Steinkohle Hauptkonkurrent zu Erdgas Wettbewerbsfähigkeit wird sich in Mittel- und Grundlast nur einstellen, wenn keine Erdgaspreisbindung an Heizöl erfolgt (sondern an Kohle) Wenn Kurzfrist-Handel zunimmt, geht kurzfristige Kopplung an Ölpreis u. U. zurück 18

Erdgas Preisentwicklung Importpreise in je MWh frei deutsche Grenze 21 19 17 EUR / MWh 15 13 11 9 7 5 Jan 91 Jan 92 Jan 93 Jan 94 Jan 95 Jan 96 Jan 97 Jan 98 Jan 99 Jan 00 Jan 01 Jan 02 Jan 03 Jan 04 Jan 05 Jan 06 Jan 07 ohne Erdgassteuer, Quelle: BAFA (2007) 19 Erdgas Preisentwicklung Spotpreise in je MWh OTC Zeebrugge 100 90 80 70 EUR / MWh 60 50 40 30 20 10 0 26.10.05 26.11.05 26.12.05 26.01.06 26.02.06 26.03.06 26.04.06 26.05.06 26.06.06 26.07.06 26.08.06 26.09.06 26.10.06 26.11.06 26.12.06 26.01.07 26.02.07 26.03.07 26.04.07 26.05.07 26.06.07 26.07.07 26.08.07 Quelle: Energate (2007) 20

Erdgas und Kohle Kosten frei Kraftwerk (I) Neben den Importpreisen sind für die Kosten der fossilen Brennstoffe auch relevant Transportkosten innerhalb Deutschlands Steuern Kohle: Schiffstransport wesentlich kostengünstiger als Bahntransport und große Schiffe günstiger als kleine Standorte am Meer oder am Rhein haben deutlich niedrigere Brennstoffkosten EnStG: Besteuerung von Kohle, aber Befreiung für die Stromerzeugung 21 Erdgas und Kohle Kosten frei Kraftwerk (II) Erdgas: Bei größeren Kraftwerken üblicherweise Direktanschluss an Ferngasleitung Kosten der Ferngasstufe relevant Abhängig von Entry- und Exit-Punkt Maßgeblich ist v. a. die maximale gebuchte Leistung Durchschnittskosten sinken für Kraftwerke mit hohen Volllaststunden Eher Fixkostenblock als Teil der variablen Kosten Energiesteuer wird auch auf Erdgas erhoben Mineralölsteuerbefreiung für KWK-Anlagen mit mind. 70% Nutzungsgrad Befreiung für hocheffiziente GuD-Anlagen mit mind. 57,5 % Wirkungsgrad Ermäßigung für KWK-Anlagen mit mind. 60% Nutzungsgrad 22

d) Uran Produktion, Handel, Preisbildung Produktion erfolgt in wenigen Ländern, Hauptproduzenten: Kanada, Australien, Kasachstan Preisbildung gemäß Angebot und Nachfrage auf dem Weltmarkt Seit Mitte der achtziger Jahre bis Anfang 2003 sind die Kosten für Uranbezüge beträchtlich gesunken Erheblicher Anteil der Brennelemente wurde durch Abreicherung von Waffenuran, MOX-Brennelemente aus der Wiederaufarbeitung und aus Lagerbeständen gedeckt Langfristverträge, die Mitte der achtziger Jahre noch zu rund 100 /kg abgeschlossen wurden, lagen 2003 bei etwa 30 /kg U Spotmarktpreise haben sich in letzten Jahren stark erhöht, von 20 /kg U auf über 100 /kg U Neben Brennstoffkosten sind auch Kosten für Brennstoffnachbehandlung (Zwischenlagerung, Wiederaufbereitung bzw. Endlagerung) zu berücksichtigen Aber Anteil der Brennstoffzykluskosten an Gesamtkosten ist bei Kernkraftwerken klein 23 Preisentwicklung U3O8 Preis in $/lb U3U8 160.00 140.00 120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 30.03.87 30.03.88 30.03.89 30.03.90 30.03.91 30.03.92 30.03.93 30.03.94 30.03.95 30.03.96 30.03.97 30.03.98 30.03.99 30.03.00 30.03.01 30.03.02 30.03.03 30.03.04 30.03.05 30.03.06 30.03.07 Quelle: The Ux Consulting Company (2007), www.uxc.com 24

2.4.3 Markt für Emissionszertifikate Ausgestaltung des Handels Neben den Anlagenbetreibern kann jede natürliche und juristische Person mit Berechtigungen handeln Zuständig für den deutschen Emissionshandel ist nach dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt. Die DEHSt führt alle deutschen Handelskonten elektronisch via Internet (www.dehst.de) Die Abwicklung des Handels also die konkreten Ankäufe und Verkäufe kann über Börsen oder OTC erfolgen Handel an verschiedenen internationalen Plattformen, z. B. www.pointcarbon.com, oder der EEX größter Handelsplatz: ECX, European Climate Exchange mit Sitz in Amsterdam 25 Internationaler Hintergrund: Kyoto-Protokoll 1997: 3. Vertragsstaatenkonferenz der Klimarahmenkonvention in Kyoto Verabschiedung des Kyoto-Protokolls mit Selbstverpflichtung der Vertragsstaaten zur Reduktion ihrer Treibhausgasemissionen Reduktion von sechs Treibhausgasen bis zum Zeitraum 2008/12 um insgesamt 5,2% in Annex I Staaten bezogen auf 1990, vor allem Kohlendioxid (CO2) aber auch: Methan (CH4), Distickstoffoxid (N2O), teilhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe (HFKW), perfluorierte Kohlenwasserstoffe (PFKW) und Schwefelhexafluorid (SF6) Deutschland verpflichtet sich zu einer Reduktion von 21% Zuvor Selbstverpflichtung: 25% CO 2 -Reduktion bis 2005 bezogen auf 1990 Einbindung der gesamten EU-Minderungen in eine EU- bubble : - 8 % Zur Zielerreichung Verabschiedung flexibler Mechanismen: Emissionshandel, Joint Implementation (JI), Clean Development Mechanism (CDM) 26

Europäische und nationale Klimapolitik EU-Richtlinie 2003/87/EG zum Emissionshandel am 26.10.2003 in Kraft getreten Ziel: möglichst kostengünstige Erfüllung des EU-Reduktionsziels Reichweite: Teilnehmer: energieintensive Anlagenbetreiber (Elektrizität, Eisen und Stahl, Papier, Pappe, NE-Metalle) ca. 60% der Emissionen Keine Teilnehmer: übrige Industrie, Verkehr, Haushalte Über sogenannte Linking Directive (EU-Richtlinie 2004/101/EG) wird Einbringung von Emissionsminderungen aus JI/CDM in EU-Emissionshandel ermöglicht Deutsches Treibhausgas-Emissionshandels-Gesetz (TEHG) ist am 15.7.2004 in Kraft getreten 1. Nationaler Allokationsplan (NAP) für die Periode 2005 2007 2. NAP: 2008 2012 27 Nationale Klimapolitik: NAP II betrifft Zeitraum 2008 bis 2012 Gesetzliche Umsetzung durch das Zuteilungsgesetz 2012 (ZuG 2012) im August 2007 in Kraft getreten NAP II ermittelt zugeteilte Zertifikatemengen über brennstoffspezifischen Benchmark historische Stromproduktion bzw. Leistung mal vorgegebene Auslastung NAP II differenziert Kürzungsfaktoren: für Industrieanlagen, die internationalem Wettbewerb ausgesetzt sind, sowie KWK: 0,9875 für Kraftwerke durchschnittlich: 0,85 für kleine Anlagen mit maximal 25.000 t CO 2 -Ausstoß: 1,00 Eine Auktion wird für 10 % der Zertifikate durchgeführt rund 1860 Anlagen in Deutschland betroffen 28

Emissionshandel und Kraftwerkseinsatz Entscheidend für den Kraftwerkseinsatz sind aus Sicht eines Stromerzeugers die Grenzkosten, d. h. der Preis der Zertifikate Erstausstattung mit Zertifikaten ist für den Kraftwerks-Einsatz unbedeutend Wird der Kraftwerksbetrieb auf Grund hoher Zertifikatspreise eingeschränkt, so werden vorhandene, kostenlos zugeteilte Zertifikate verkauft oder es werden weniger Zertifikate am Markt gekauft Ausnahme: Ex-Post-Kürzungen der zugeteilten Zertifikatsmengen in Abhängigkeit von der tatsächlichen Erzeugung Wenn Produktion unter 60 % der geplanten Produktion (die der Zuteilung zugrunde lag) sinkt Bsp. deutscher NAP 1 sich ändernde Opportunitätskosten 29 Emissionszertifikate Preisentwicklungen 35.00 [ /t CO 2 ] 30.00 Preis Emissionszertifikate 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 European Carbon Index (OTC) Spotpreise EEX 1. Handelsperiode Futurepreise EEX 2. Handelsperiode 0.00 25.10.2004 24.11.2004 24.12.2004 23.01.2005 22.02.2005 24.03.2005 23.04.2005 23.05.2005 22.06.2005 22.07.2005 21.08.2005 20.09.2005 20.10.2005 19.11.2005 19.12.2005 18.01.2006 17.02.2006 19.03.2006 18.04.2006 18.05.2006 17.06.2006 17.07.2006 16.08.2006 15.09.2006 15.10.2006 14.11.2006 14.12.2006 13.01.2007 12.02.2007 14.03.2007 13.04.2007 13.05.2007 12.06.2007 12.07.2007 11.08.2007 10.09.2007 10.10.2007 09.11.2007 30

Kapitel 2: Management der Stromerzeugung 2.1 Grundüberlegungen 2.2 Kraftwerke als zentrale Ressource 2.3 Kraftwerkseinsatzplanung 2.4 Beschaffungs- und Absatzmärkte 2.5 Portfoliomanagement in der Stromerzeugung 2.6 Kraftwerksinvestitionen 2.7 Auswirkungen verstärkter Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien 31 2.5 Portfoliomanagement in der Stromerzeugung 2.5.1 Grundprinzipien des Portfoliomanagements 2.5.2 Konstruktion einer Hourly Price Forward Curve 2.5.3 Nutzung der HPFC 2.5.4 Handelsstrategien beim Portfoliomanagement 32

2.5.1 Grundprinzipien des Portfoliomanagements Neben den Kraftwerken als zentraler Ressource hat ein Stromerzeugungsunternehmen weitere Vermögenswerte. Dazu zählen insbesondere Stromlieferverträge Brennstoffbezugsverträge CO 2 -Emissionsberechtigungen All diese Vermögenswerte können als Teil eines Portfolios verstanden werden Ziel des Portfoliomanagements ist es, den Wert des Gesamtportfolios zu maximieren und die mit dem Portfolio verbundenen Risiken zu begrenzen. 33 Grundprinzipien des Portfoliomanagements (I) Das Gesamt-Portfolio wird üblicherweise in Teilportfolios nach Abstand zur Fälligkeit oder nach Geschäftsjahren zerlegt. Zum Beispiel: Kurzfrist-Portfolio: nächster Handelstag bis Ende der laufenden Woche Mittelfrist-Portfolio: bis Ende des laufenden Monats bis Ende des nächsten Kalenderjahres Langfrist-Portfolio: Spätere Fälligkeit Oder: Spotmarkt-Portfolio (bis Ende des laufenden Monats) vs. Terminmarkt-Portfolio 34

Grundprinzipien des Portfoliomanagements (II) Kraftwerk stellt eine natürliche Long-Position (Besitz des Gutes) für Strom dar. Kraftwerk umfasst zugleich eine natürliche Short-Position (Bedarfsposition) für den entsprechenden Brennstoff. Präziser: Kraftwerk stellt Option zum Umwandeln von Brennstoff in Strom dar. Kraftwerkseinsatz orientiert sich an erwarteten Preisen Stündliche Preise sind relevant. Modell erforderlich, um aus Future-/Forward-Preisen sogenannte Hourly Price Forward Curve zu konstruieren. Für fortgeschrittenes Portfoliomanagement können Konzepte der Optionstheorie aus der Finanzwirtschaft herangezogen werden (vgl. Vorlesung Energiemärkte und Energiehandel). v. a. interessant für Mittel- und Spitzenlastkraftwerke 35 2.5.2 Erwartete stündliche Preise: Konstruktion einer Hourly Price Forward Curve Ausgangslage: Am Terminmarkt werden i. d. R. nur Kontrakte für Monatsprodukte Base und Peak bzw. noch weniger zeitlich aufgelöste Produkte gehandelt Für den Kraftwerkseinsatz sind aber die stündlichen Preise relevant Aus dem Kraftwerkseinsatz ergeben sich auch die benötigten Brennstoffmengen Aus den verfügbaren Base- und Peak-Notierungen sind stündliche Preise zu konstruieren, Sogenannte Hourly Price Forward Curve 36

2.5.2 Konstruktion einer Hourly Price Forward Curve: Mögliche Methoden Verwendete Daten: Historische Spotmarktpreise Aktuelle Future-/Forward-Preise für zukünftige Perioden Verwendete Methoden: 1. ökonometrische Modelle oder 2. Typtag-Verfahren Mit diesen Methoden werden stündliche Preisprofile aus den historischen Spotmarktpreisen ermittelt Anschließend erfolgt eine Kalibrierung auf die aktuellen Future- /Forward-Preise 37 Beispiel Typtag-Verfahren: Hourly Forward Prices für Februar 2008 Unterschiedene Typtage: Montage Dienstag bis Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Für jeden dieser Typtage liegen Beobachtungen aus den Jahren 2000 bis 2007 vor Durch Mittelwertbildung erhält man erwarteten Preisverlauf an Montagen im Februar 2008 38

Beispiel historische Stundenpreisprofile 140 EUR/MWh 120 100 80 60 40 20 Montag, 11. Februar 2002 Montag, 10. Februar 2003 Montag, 9. Februar 2004 Montag, 14. Februar 2005 Montag, 13. Februar 2006 Montag, 12. Februar 2007 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Stunde 39 Beispiel mittlere Stundenpreisprofile: Montage im Februar 60 50 40 EUR/MWh 30 20 10 0 Mittelwert 2. Montage im Februar Mittelwert alle Montage im Februar 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Stunde 40

Beispiel mittlere Preise und Forward-Notierungen für Februar 2008 Mittlere Preise (Historisch) Base Peak Anzahl Tage Februar 2008 Montag 40,59 50,84 4 Dienstag - Donnerstag 40,75 49,50 12 Freitag 39,51 46,90 5 Samstag 31,04 4 Sonntag 24,52 4 Insgesamt 36,94 49,14 29 Base Peak Off-Peak Forward-Notierungen 12.10.2007 51,14 67,13 42,26 (berechnet) Anzahl Stunden 696 252 444 Kalibrierungskonstante 1,38 1,37 1,40 41 90 80 70 60 Hourly Price Forward Curve Montage im Februar 2008 EUR/MWh 50 40 30 20 10 0 HPFC Montage Mittelwert alle Montage im Februar 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Stunde 42

Typtagverfahren für Hourly Price Forward Curve Wichtige Aspekte (I) Wahl der typischen Tage wesentlich Rosenmontag: separater Typtag? z. B. 15. August: separater Typtag, da Feiertag in Frankreich und Italien? oder Woche zwischen Weihnachten und Neujahr: verschieden von Anfang Dezember und wie verschieden? Höhere Gewichtung der näher zurückliegenden Vergangenheit? Begründung: weniger strukturelle Unterschiede als bei weiter zurückliegenden Preisprofilen Kalibrierung mit Peak- und Off-Peak-Faktoren führt u. U. zu unplausiblen Übergängen an Grenze Peak-/Off-Peak ggf. kompliziertere Kalibrierungsschemata vorteilhaft 43 Typtagverfahren für Hourly Price Forward Curve Wichtige Aspekte (II) Schwankungen um mittleren Preis bleiben unberücksichtigt Einsatz (und Wert) von Kraftwerken mit hohen variablen Kosten wird unterschätzt Einsatz von Kraftwerken mit niedrigen variablen Kosten wird überschätzt Stochastische Preissimulation vorteilhafter Fundamentale Änderungen auf Angebots- oder Nachfrageseite können kaum abgebildet werden z. B. Einführung eines CO 2 -Zertifikatehandels: Überproportionale Verteuerung der Stunden, in denen Braun- bzw. Steinkohle Grenzkraftwerke stellen 44

2.5.3 Nutzung der Hourly Price Forward Curve: Bestimmung der Brennstoffmengen (I) Beispiel 1: GuD-Kraftwerk Annahmen: variable Kosten 50 /MWh, max. Leistung 800 MW, Wirkungsgrad 50 %: Optimaler Kraftwerkseinsatz: 80 Betrieb von 7:00 bis 22:59 70 Gasbedarf: 60 800 MW / 0,5 * 16 h 50 = 25600 MWh 40 pro Montag im Februar 30 Erwirtschaftbarer Deckungsbeitrag (ohne Anfahrkosten): 10 20 Balken, d. h. 0 264 /MW/Tag Stunde EUR/MWh HPFC Montage Grenzkosten GuD-Anlage 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 45 Nutzung der Hourly Price Forward Curve: Bestimmung der Brennstoffmengen (II) Beispiel 2: Steinkohle-Kraftwerk Annahmen: var. Kosten 36,24 /MWh, max. Leistung 800 MW, min. L. 350 MW Wirkungsgrad: 43% bei Volllast 35% bei Teillast Optimaler Kraftwerkseinsatz ohne zusätzliche Restriktionen: Betrieb von 6:00 bis 24:00 Wenn Mindest-Stillstandsdauer 8 h oder hohe Anfahrkosten: u. U. kontinuierlicher Betrieb Kohlebedarf: 800 MW / 0,43 * 18 h +350 MW / 0,35 * 6 h = 39488 MWh Kohlebedarf pro Montag im Februar EUR/MWh 80 70 60 50 40 30 20 10 HPFC Montage Grenzkosten SK 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Stunde 46

2.5.4 Handelsstrategien beim Portfoliomanagement Prinzipielle Strategien für Handelsteilnehmer gilt für reine Händler, Stromerzeuger, Vertriebsunternehmen und integrierte Unternehmen Hedging: Absicherung von bereits bestehenden Preisrisiken, insbesondere aus Spotgeschäften durch entsprechende Finanzinstrumente Spekulation: Eingehen von offenen Positionen in der Erwartung, dass Preise sich in eine bestimmte Richtung bewegen. Arbitrage: Ausnutzen von Preisdifferenzen auf unterschiedlichen Märkten, um risikolose Gewinne zu erzielen. 47 Handelsstrategie für ein Kraftwerksportfolio Da Erzeugungsunternehmen physische Assets haben, die zu erheblichen Teilen sunk costs darstellen, wird ihre Handelsstrategie primär auf Hedging (Absicherung von Preisrisiken) ausgerichtet sein Wenn Eigenhandel (spekulativer Handel) durchgeführt wird, sollte dieser in separaten Büchern geführt werden Aber begrenzte Liquidität des Terminmarktes stellt Problem beim Hedgen größerer Kraftwerksleistungen dar Wird zu früh abverkauft, d. h. der Erlös durch Termingeschäfte abgesichert, dann kann dies nur durch Preiszugeständnisse erfolgen. Wird die offene Position später geschlossen, bleibt das Preisrisiko länger bestehen. Optimale Handelsstrategie für die Vermarktung von Kraftwerkskapazitäten abhängig von Marktliquidität und von Risikopräferenzen des Unternehmens. 48

Handelsvolumen an der EEX: Jahresfutures in Abhängigkeit von der Fälligkeit 8000 7000 6000 5000 Base 2008 Base 2009 Base 2010 Base 2011 Base 2012 4000 3000 2000 1000 0 Jan 07 Feb 07 Mrz 07 Apr 07 Mai 07 Jun 07 Jul 07 Aug 07 Sep 07 49