Julia Schröder
Die Bewertung von Kraftwerksinvestitionen in der Elektrizitätswirtschaft unter
besonderer Berücksichtigung des CO2-Emissionshandels
ISBN-10: 3-8324-9990-3
ISBN-13: 978-3-8324-9990-7
Druck Diplomica® GmbH, Hamburg, 2006
Zugl. Universität Stuttgart, Stuttgart, Deutschland, Diplomarbeit, 2006
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Printed in Germany
Inhaltsverzeichnis
I
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis ... I
Abkürzungsverzeichnis ... IV
Abbildungsverzeichnis ... VI
Tabellenverzeichnis ... VIII
1. Einleitung ... 1
1.1 Problemstellung... 1
1.2 Zielsetzung
und Lösungsweg ... 2
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft... 4
2.1 Die
liberalisierten Energiemärkte... 4
2.2 Besonderheiten der Elektrizitätsversorgung ... 5
2.3 Darstellung
des
Status Quo... 6
2.3.1 Struktur der Stromerzeugung und des Kraftwerksparks... 6
2.3.2 Entwicklung der Investitionstätigkeiten... 8
2.4 Unsicherheiten bei Investitionsentscheidungen... 9
2.4.1 Stromnachfrageentwicklung... 9
2.4.2 Strompreise... 11
2.4.3 CO
2
-Preise... 12
2.4.4 Rohstoffpreise... 14
2.4.5 Energiepolitik ... 16
3. Investitionsentscheidungen und der CO
2
-Emissionshandel... 18
3.1 Klimaschutz und Kyoto-Protokoll... 18
3.1.1 Klimawandel als globales Umweltproblem ... 18
3.1.2 Das Kyoto-Protokoll ... 19
3.2 Emissionshandel und Zertifikatshandelsansätze... 21
3.2.1 Klimaschutz durch ökonomische Instrumente... 21
3.2.2 Emissionshandel und Minderungsziele in Europa... 23
3.2.3 Eckpfeiler des Deutschen Klimaschutzes ... 25
3.3 Der Nationale Allokationsplan in Deutschland... 26
3.4 Die
Energiewirtschaft
als zentraler Akteur im CO
2
-Emissionshandel ... 29
Inhaltsverzeichnis
II
3.4.1 Auswirkungen des CO
2
-Emissionshandels auf Unternehmen der
Energiewirtschaft ... 29
3.4.2 CO
2
-Emissionsrechte als Produktionsfaktor ... 30
3.4.3 CO
2
-Zertifikatepreise als variabler Kostenbestandteil... 31
3.5 Investitionsentscheidungen innerhalb des CO
2
-
Emissionsrechtehandelssystems ... 33
3.5.1 Grundlagen von Planungs- und Investitionsentscheidungen ... 33
3.5.2 Auswirkungen auf die Stromerzeugungsstruktur ... 36
4. Bewertungsansätze
in
der Investitionstheorie ... 42
4.1 Einleitung... 42
4.2 Investitionen als Entscheidungsproblem ... 43
4.3 Zielsetzungen in der Investitionstheorie ... 44
4.4 Investitionsrechenverfahren bei Sicherheit... 45
4.4.1 Statische Bewertungsverfahren... 45
4.4.2 Dynamische Bewertungsverfahren ... 49
4.5 Investitionsrechenverfahren bei Unsicherheit... 54
4.5.1 Das Unsicherheitsproblem... 55
4.5.2 Arten von Unsicherheit ... 56
4.5.3 Korrekturverfahren... 56
4.5.4 Entscheidungstheoretische Methoden... 57
4.5.5 Risikoanalyse ... 60
4.5.6 Sensitivitätsanalyse ... 62
4.5.7 Realoptionsansatz ... 63
4.5.8 Weitere Bewertungsverfahren ... 67
5. Anwendung ausgewählter Bewertungsansätze für
Investitionsentscheidungen in der Elektrizitätswirtschaft ... 71
5.1 Investition als Entscheidungsproblem ... 71
5.2 Zielsetzungen ... 72
5.3 Der
Kraftwerksneubau... 73
5.3.1 Ausgangssituation und zukünftige Entwicklungsperspektiven ... 73
5.3.2 Ausgewählte Kraftwerkstechnologien ... 77
5.4 Investitionsbewertung bei Sicherheit ... 80
Inhaltsverzeichnis
III
5.4.1 Kapitalwertmethode ... 80
5.4.2 Interne Zinsfußmethode... 83
5.5 Investitionsbewertung
bei
Berücksichtigung von Unsicherheit ... 85
5.5.1 Entscheidungstheoretische Modelle ... 85
5.5.2 Risikoanalyse ... 87
5.5.3 Sensitivitätsanalyse ... 92
5.5.4 Realoptionsansatz ... 97
5.6 Zusammenfassung
der Ergebnisse...101
5.7 Kritische
Würdigung ...102
6. Schlussbetrachtung ...104
6.1 Zusammenfassung...104
6.2 Ausblick ...106
Anhang ... IX
Literaturverzeichnis ...XVII
Abkürzungsverzeichnis
IV
Abkürzungsverzeichnis
A
i
Alternative
i
A
t
Auszahlungen in der Periode t
Äq. Äquivalent
AZ Amortisationszeit
P
systematisches Risiko eines einzelnen Investitions-
objektes
BGW
Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirt-
schaft e. V.
BMWA
Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit
BMU
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reak-
torsicherheit
BW Barwert
CDM
Clean Development Mechanism
CH
4
Methan
CO
2
Kohlendioxid
DEHSt Deutsche
Emissionshandelsstelle
E Erlöse
E
t
Einzahlungen in der Periode t
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz
EEX European
Energy
Exchange
EnBW Energie
Baden-Württemberg
EnWG Energiewirtschaftsgesetz
EPR
European Pressurized Water Reactor
EVU Energieversorgungsunternehmen
G Gewinn
GuD-Kraftwerk
Gas- und Dampfkraftwerk
GW Gigawatt
GWB
Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen
h Stunden
HFC Teilhalogenierte
Flourkohlenwasserstoffe
i Kalkulationszinssatz
i
f
risikoloser Kalkulationszins
Abkürzungsverzeichnis
V
I
0
Investitionsauszahlung in der Periode 0
IER
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energie-
anwendung
IGCC Integrated
Gasification Combined Cycle
InKlim Integriertes
Klimaschutzprogramm
JI Joint
Implementation
K Kosten
K
fix
leistungsunabhängige Kosten pro Zeiteinheit
K
var
leistungsabhängige
Kosten pro Zeiteinheit
KKW Kernkraftwerke
KW Kapitalwert
L
n
Liquidationserlös am Ende der Projektlebensdauer
µ
M
Erwartungswert für die Rendite eines Marktportfolios
MEX Modellexperiment
n Nutzungsdauer
N
2
O Distickstoffoxid
PFC Perflourierte
Kohlenwasserstoffe
q Risikopräferenzfaktor
r interner
Zinsfuß
R
jährlicher durchschnittlicher Rückfluss
TEHG Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz
THG Treibhausgas(e)
SF
6
Schwefelhexaflourid
TW Terawatt
VDEW
Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V.
w Wahrscheinlichkeit
WGF Wiedergewinnungsfaktor
ZuG 2007
Zuteilungsgesetz 2007
Z
i
Umweltzustand
i
Abbildungsverzeichnis
VI
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland ... 7
Abbildung 2: Entwicklung der Anlageninvestitionen in Mio. von 1997 2005 ... 8
Abbildung 3: Preise der EEX für den Phelix-Base-Month-Future ... 12
Abbildung 4: Entwicklung der CO
2
-Zertifikatepreise an der EEX... 13
Abbildung 5: Entwicklung der Einfuhrpreise fossiler Energieträger ... 15
Abbildung 6: Kyoto-Reduktionsziele in % gegenüber dem Basisjahr ... 20
Abbildung 7: Beispielhafte Kostenpotenzialkurve ... 35
Abbildung 8: Reduktionsverpflichtungen auf Anlagenebene... 37
Abbildung 9: Variable Produktionskosten und Kraftwerkseinsatz bei heutigen
Bedingungen und unter Berücksichtigung von Zertifikatpreisen
zu 10 und 40 /t CO
2
... 39
Abbildung 10: Häufigkeitsdiagramm und Risikoprofil für simulierte
Kapitalwertberechnungen eines Investitionsprojektes ... 61
Abbildung 11: Ereignisbaum... 66
Abbildung 12: Kapitalwerthistogramm für das St-800 Kraftwerk... 89
Abbildung 13: Kapitalwerthistogramm für das IGCC-450 Kraftwerk ... 89
Abbildung 14: Kapitalwerthistogramm für das IGCC-425_CO
2
Kraftwerk ohne
Berücksichtigung von CO
2
-Erlösen... 90
Abbildung 15: Kapitalwerthistogramm für das IGCC-425_CO
2
Kraftwerk mit
Berücksichtigung von CO
2
-Erlösen... 90
Abbildung 16: Kapitalwerthistogramm für das Brk-1050 Kraftwerk... 90
Abbildung 17: Kapitalwerthistogramm für das GuD-1000 Kraftwerk... 91
Abbildung 18: Kapitalwert des EPR in Abhängigkeit verschiedener
Parametervariationen ... 93
Abbildung 19: Kapitalwert des St-800 Kraftwerks in Abhängigkeit verschiedener
Parametervariationen ... 94
Abbildung 20: Kapitalwert des IGCC-450 Kraftwerks in Abhängigkeit
verschiedener Parametervariationen ... 94
Abbildung 21: Kapitalwert des IGCC-425 Kraftwerks mit CO
2
-Abtrennung in
Abhängigkeit verschiedener Parametervariationen ... 94
Abbildung 22: Kapitalwert des Brk-1050 Kraftwerks in Abhängigkeit
verschiedener Parametervariationen ... 95
Abbildungsverzeichnis
VII
Abbildung 23: Kapitalwert des GuD-1000 Kraftwerks in Abhängigkeit
verschiedener Parametervariationen ... 95
Abbildung 24: Binomialbaum zur Optionsbewertung des GuD-1000 Kraftwerks
in Mio. ... 98
Abbildung 25: Binomialbaum zur Optionsbewertung des IGCC-425_CO
2
Kraftwerks mit Berücksichtigung von CO
2
-Erlösen in Mio. ...100
Abbildung 26: Jahr der Inbetriebnahme der Kraftwerke in Deutschland... X
Abbildung 27: Entwicklung des Endenergieverbrauchs Strom im Vergleich
verschiedener Prognosen ... XII
Abbildung 28: Nettoimportquote als Anteil der Summe aus Einfuhr abzüglich
Ausfuhr und Bunker am Primärenergieverbrauch... XII
Abbildung 29: Kapitalwerthistogramm für das IGCC-425_CO
2
Kraftwerk ohne
Berücksichtigung von CO
2
-Erlösen bei CO
2
-Preisverteilung und
MEX V Energieträgerpreisen ...XV
Abbildung 30: Kapitalwerthistogramm für das IGCC-425_CO
2
Kraftwerk mit
Berücksichtigung von CO
2
-Erlösen bei CO
2
-Preisverteilung und
MEX V Energieträgerpreisen ...XV
Abbildung 31: Kapitalwerthistogramm für das GuD-1000 Kraftwerk bei CO
2
-
Preisverteilung und MEX V Energieträgerpreisen...XVI
Tabellenverzeichnis
VIII
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Entwicklung von Rohstoffpreisen frei Kraftwerk ... 16
Tabelle 2: THG-Emissionen in der EU in Mio. t CO
2
-Äq. und
Kyoto-Reduktionsziele ... 23
Tabelle 3: THG-Emissionen der EU-Beitrittsstaaten in Mio. t CO
2
-Äq.
und Kyoto-Reduktionsziele ... 24
Tabelle 4: CO
2
-Emissionsbudgets gemäß dem ZuG 2007 in Mio. t/Jahr... 27
Tabelle 5: Wirkungsgrade und spezifische äquivalente CO
2
-Emissionen
pro kWh verschiedener Kraftwerkstypen ... 34
Tabelle 6: CO
2
-Belastung der Stromerzeugung bei verschiedenen Energieträgern38
Tabelle 7: Formalstruktur einer Ergebnismatrix ... 57
Tabelle 8: Analogie zwischen Finanz- und Realoptionen ... 64
Tabelle 9: Bewertung verschiedener Kraftwerkstechnologien ... 74
Tabelle 10: Brennstoffpreise frei Kraftwerk inkl. Transportkosten in
2003
/GJ ... 76
Tabelle 11: Technische und ökonomische Auslegungsgrößen zukünftiger
Investitionsalternativen ... 78
Tabelle 12: Berechnungsergebnisse der Kapitalwertmethode in Mio.
2003
... 81
Tabelle 13: Berechnungsergebnisse der internen Zinsfußmethode ... 83
Tabelle 14: Ergebnismatrix bestehend aus den Kapitalwerten der gegebenen
Investitionsalternativen in Mio.
2003
... 86
Tabelle 15: Verteilung der CO
2
-Zertifikate-, Gas- und Steinkohlepreise... 88
Tabelle 16: Installierte Kraftwerksleistung der Stromversorger einschließlich der
Deutschen Bahn AG für das Jahr 2004 ... IX
Tabelle 17: Anteile der Energieträger an der Netto-Stromerzeugung... IX
Tabelle 18: Installierte Bruttoleistung im Jahr der Inbetriebnahme in MW... X
Tabelle 19: Restlaufzeiten und Reststrommengen deutscher Kernkraftwerke ... XI
Tabelle 20: Einordnung des Produktionsfaktors Emissionsrechte ... XIII
Tabelle 21: Aufbau eines standardisierten vollständigen Finanzplans ...XIV
1. Einleitung
1
1. Einleitung
1.1 Problemstellung
Die Elektrizitätswirtschaft in Deutschland steht vor einer Reihe von Herausforderun-
gen, um den Anforderungen an eine umweltverträgliche, wirtschaftliche und sichere
Energieversorgung in der Zukunft gerecht zu werden. Dazu zählt im Besonderen die
aus altersbedingten Gründen notwendige Erneuerung eines Großteils der fossilen
Kraftwerkskapazitäten, die in den nächsten zwei Jahrzehnten erhebliche Investitio-
nen im Kraftwerksbereich erfordert. Die Ausgestaltung der künftigen Stromerzeu-
gungsstruktur ist dabei wesentlich von Veränderungen der wirtschaftlichen, politi-
schen und ökologischen Rahmenbedingungen beeinflusst. Die Liberalisierung der
Energiemärkte, das Atomgesetz, welches die Stilllegung und den Ersatz der Kern-
kraftwerkskapazitäten fordert, das Energiewirtschaftsgesetz oder das Erneuerbare-
Energien-Gesetz beeinflussen dabei wesentlich die zukünftige Kraftwerksstruktur.
Ausgehend von der globalen Klimaproblematik und den Erfordernissen des Kyoto-
Protokolls, auf deren Grundlage in Deutschland zu Beginn des Jahres 2005 der
Emissionshandel zur CO
2
-Emissionsreduzierung eingeführt wurde, sind ebenfalls
Auswirkungen auf die Stromerzeugungsstruktur zu erwarten. Unter diesen gegebe-
nen Umständen müssen die Energieversorgungsunternehmen ihre zukünftigen In-
vestitionsentscheidungen genau abwägen, um auch in Zukunft den Ansprüchen an
einen ausgewogenen und wettbewerbsfähigen Energie- und Kraftwerksmix gerecht
zu werden. Für Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft bedeutet das, Investitionen
zu tätigen, die in diesem Bereich generell durch einen hohen Kapitaleinsatz sowie
eine lange Lebensdauer von bis zu 40 Jahren gekennzeichnet sind. Darüber hinaus
unterliegen Investitionsentscheidungen einer Vielzahl von Unsicherheiten, wie z. B.
volatilen Strom- und Rohstoffpreisen, politischen Unsicherheiten etc. Im Zuge der
Einführung des CO
2
-Emissionshandels ist als weiterer Entscheidungsparameter für
zukünftige Investitionen der CO
2
-Zertifikatepreis zu berücksichtigen.
Von besonderer Bedeutung im Hinblick auf die zu treffende Investitionsentscheidung
ist daher die Bewertung möglicher Investitionsalternativen, um die für das Unterneh-
men optimale Entscheidung treffen zu können. Die klassischen Investitionsbewer-
tungsverfahren können dabei in statische und dynamische Verfahren eingeteilt wer-
den. Da unsicherheitsrelevante Faktoren eine große Rolle in der Elektrizitätswirt-
schaft spielen, die in den klassischen Verfahren jedoch nur unzureichend Berück-
1. Einleitung
2
sichtigung finden, werden weitere Verfahren vorgestellt. Diese haben zum Ziel die
Unsicherheiten bei Investitionsentscheidungen entsprechend zu integrieren und zu
berücksichtigen.
1.2 Zielsetzung
und
Lösungsweg
Ziel der Diplomarbeit ist die Darstellung von Anforderungen an die zukünftige Stro-
merzeugungsstruktur in Deutschland sowie die Bewertung alternativer einzelwirt-
schaftlicher Investitionsentscheidungen im Kraftwerksbereich. Aufgrund der in den
letzten Jahren stark in den Vordergrund getretenen Klimaschutzproblematik soll da-
bei den Anforderungen, die sich aus dem CO
2
-Emissionsrechtehandel heraus erge-
ben, besondere Bedeutung zukommen. Angesichts der vielen Risiken und Unsicher-
heiten im Umfeld von Elektrizitätsversorgungsunternehmen wird im Weiteren bei der
Bewertung möglicher Investitionsprojekte speziell auf die Möglichkeiten der Berück-
sichtigung von Unsicherheiten Bezug genommen werden. Die unterschiedlichen In-
vestitionsbewertungsmodelle nehmen eine wirtschaftliche Bewertung verschiedener
Investitionsalternativen im Elektrizitätssektor vor, in welche die unsicherheitsbehafte-
ten Rahmenparameter auf unterschiedliche Art und Weise integriert werden. Daraus
wiederum können unterschiedliche Entwicklungspfade abgeleitet werden. Auf der
Grundlage der dabei gewonnenen Erkenntnisse soll eine Aussage dazu möglich
werden, inwiefern sich die Stromerzeugungsstruktur im Rahmen der notwendigen
Erneuerung und unter den Bedingungen des CO
2
-Emissionshandels weiterentwi-
ckeln kann.
Kapitel zwei führt zunächst allgemein in die liberalisierten Energiemärkte und Beson-
derheiten der Elektrizitätsversorgung ein. Es folgt ein Überblick über die derzeitige
Stromerzeugungsstruktur, in dem unter anderem der notwendig werdende Investiti-
onsbedarf aufgezeigt wird. Nachdem im Weiteren auf die Unsicherheiten bei Investi-
tionsentscheidungen eingegangen wird, schließen sich in Kapitel drei die Ausführun-
gen zum CO
2
-Emissionsrechtehandel an. Hierbei wird zunächst die allgemeine Kli-
maproblematik, das Kyoto-Protokoll und der sich daraus abgeleitete Emissionshan-
del vorgestellt. Aus den Anforderungen des Handelssystems ergeben sich für die
Energiewirtschaft als zentraler Akteur im CO
2
-Emissionshandel neue Rahmenbedin-
gungen des Wirtschaftens. Ebenfalls in Kapitel drei werden die Auswirkungen des
Emissionshandelssystems auf die Unternehmen im Allgemeinen sowie auf Investiti-
1. Einleitung
3
onsentscheidungen im Besonderen dargestellt. In Kapitel vier wird anschließend mit
Blick auf die später folgenden Investitionsrechnungen eine Übersicht der in der Lite-
ratur behandelten Bewertungsansätze und -methoden gegeben. Nach eine kurzen
Einführung in die Investitionsproblematik werden Verfahren vorgestellt, die für eine
Bewertung unter Sicherheit oder Unsicherheit herangezogen werden können. Dabei
ist im Besonderen die Investitionstheorie unter Unsicherheit von großer Relevanz.
In Kapitel fünf schließlich werden aus den vorgestellten Theorieansätzen einige Be-
wertungsmethoden für konkrete Investitionsentscheidungen in der Elektrizitätswirt-
schaft ausgewählt und angewendet. Für die Betrachtungen werden dabei sechs
Kraftwerkstechnologien herangezogen, die im fossilen und nuklearen Bereich das
Potenzial möglicher Stromerzeugungssysteme in der Zukunft abdecken. Dazu gehö-
ren ein Steinkohledampfkraftwerk, ein Steinkohlekraftwerk mit integrierter Kohle-
druckvergasung, ein Steinkohlekraftwerk mit integrierter Kohledruckvergasung und
zusätzlicher CO
2
-Abscheidetechnik, ein Braunkohledampfkraftwerk, ein Erdgas-GuD-
Kraftwerk sowie ein europäischer Druckwasserreaktor. Die Daten, die den Investiti-
onsrechnungen jeweils zugrunde liegen, wurden vom IER, dem betreuenden Lehr-
stuhl dieser Diplomarbeit, zur Verfügung gestellt. Als Bewertungsverfahren zur Be-
stimmung einer Entscheidungsgrundlage für die Investitionsentscheidung werden die
in der Praxis gängigsten Verfahren, die Kapitalwertmethode und die interne Zinsfuß-
methode, angewendet. Darüber hinaus wird den unsicherheitsrelevanten Aspekten,
mit spezieller Berücksichtigung der CO
2
-Zertifikatepreise, in entscheidungstheoreti-
schen Modellen, der Risikoanalyse, der Sensitivitätsanalyse und dem Realoptions-
ansatz Beachtung geschenkt. Damit sollen verschiedene Entscheidungsgrundlagen
dargestellt werden, die zur Lösung des Problems beitragen sollen, wie Unternehmen
der Elektrizitätswirtschaft angesichts des gewaltigen bevorstehenden Investitionspro-
gramms bei unsicheren Rahmenbedingungen und unter vielfältigen Anforderungen
ihre strategischen Investitionsentscheidungen treffen können.
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
4
2.
Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
Der nationale Strommarkt steht vor den wesentlichen Herausforderungen Wettbe-
werb und Klimaschutz. Unter diesen Rahmenbedingungen müssen die Unternehmen
ihre optimalen Investitionsentscheidungen fällen. Das folgende Kapitel führt zunächst
allgemein in die liberalisierten Energiemärkte ein. Daran anschließend wird auf die
Besonderheiten der Elektrizitätsversorgung eingegangen. Ausgehend von der derzei-
tigen Struktur des Elektrizitätsmarktes werden Impulse für Investitionen aufgezeigt
und Unsicherheiten bei Investitionsentscheidungen näher erläutert.
2.1
Die liberalisierten Energiemärkte
Mit der EU-Binnenmarktrichtlinie 96/32/EG und 98/30/EG wurde der Weg für die Li-
beralisierung der Elektrizitäts- und Gasmärkte auf europäischer Ebene frei gemacht.
Deutschland gehörte zu den Pionieren bei der Umsetzung der Richtlinie. Durch eine
Neufassung des EnWG und eine entsprechende Änderung im GWB wurden bereits
1998 sowohl der Elektrizitäts- als auch der Gassektor für den Wettbewerb geöffnet.
In der Folge kam es besonders im Strommarkt zu dynamischen Veränderungen.
1
War es vor der Liberalisierung für die EVU möglich, aufgrund von abgegrenzten Ver-
sorgungsgebieten, Gebietsmonopolen und bekannter Lasten Preise unter staatlicher
Aufsicht so zu gestalten, dass die mit der Versorgung verbundenen Kosten gedeckt
wurden, rückte nun mehr und mehr der Kampf um Kunden, Effizienz in Produktion
und Verwaltung sowie das Ziel der Wirtschaftlichkeit in den Vordergrund.
2
Der neue
Wettbewerbsdruck barg zahlreiche Risiken, eröffnete gleichzeitig aber auch eine
Menge an Chancen für die Eroberung neuer Geschäfte und Märkte. Dazu mussten
sich betroffene Unternehmen neu positionieren und ihre strategische Ausrichtung
neu anpassen. Im Zuge dieses Prozesses kam es unter anderem zu Erweiterungen
des Dienstleistungsangebots, stärkerer Kundenorientierung, Preisanpassungen, Zu-
sammenschlüssen und Kapitalbeteiligungen innerhalb der Branche sowie zu einer
Diversifizierung des Strombezugs.
Die Zeit nach der Liberalisierung war stark geprägt von Strompreissenkungen, die
zeitweise bis auf Grenzkostenniveau oder sogar darunter einbrachen.
3
Der Einsatz
des Kraftwerksparks wurde im Wesentlichen unter Kostenminimierungsgesichtspunk-
1
Vgl. Kemfert (2004), S. 444
2
Vgl. Fichtner (2005), S. 40, Ellersdorfer u. a. (2001), S. 29 und Schulz/Riechmann (2002), S. 10
3
Vgl. Elsässer (2003), S. 105
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
5
ten gesehen. Um Strom zu möglichst attraktiven Preisen anbieten zu können, wurden
Kostensenkungsprogramme durchgeführt Betriebskosten wurden gesenkt, Perso-
nal abgebaut und Investitionen zurückgefahren. In Anbetracht dieser Entwicklung
wurde vielerorts die Frage gestellt, ob die Liberalisierung zu einer ungenügenden
Berücksichtigung insbesondere langfristiger Investitionen im Infrastrukturbereich ge-
führt hat und damit ein Versorgungsrisiko zu befürchten ist. Zukünftige Entscheidun-
gen im Kraftwerksbereich, insbesondere Investitionsentscheidungen, werden daher
wesentlich von den Entwicklungen auf dem liberalisierten Strommarkt abhängen.
Dabei werden auch die Klimapolitik und der Emissionsrechtehandel eine wichtige
Rolle spielen.
2.2 Besonderheiten
der Elektrizitätsversorgung
Die Elektrizitätswirtschaft lässt sich in verschiedene stromwirtschaftliche Funktionen
differenzieren. Hinsichtlich der mit der Stromversorgung verbundenen physikalisch-
technischen Aktivitäten können im Wesentlichen die Funktionen Stromerzeugung,
-übertragung und -verteilung unterschieden werden.
4
Als wirtschaftliche Funktion ist
der Stromverkauf mit einzubeziehen. Aus dieser Struktur heraus ergeben sich Be-
sonderheiten, die bei der Elektrizitätsversorgung von Bedeutung sind.
5
Strom ist als
Produkt netzgebunden, d. h. die Versorgung mit Strom setzt ein spezifisches Vertei-
lungs- und Transportnetz voraus. Darüber hinaus ist Strom als homogenes Gut zu
betrachten. Elektrizität ist nur begrenzt speicherbar. Dies bedeutet, dass Erzeugung
und Verbrauch zeitgleich stattfinden müssen und durch die Bildung von Lagern nur
sehr eingeschränkt voneinander entkoppelt werden können.
6
Das bedingt im Weite-
ren, dass die installierte Leistung jederzeit die Spitzenlast decken muss, um Versor-
gungsengpässe zu vermeiden. Da für Strom nur eine geringe oder gar keine Substi-
tutionsmöglichkeit besteht, sollte die Nachfrage daher nie das Angebot übersteigen.
Dies erfordert die Vorhaltung ausreichender Reservekapazitäten.
Eine weitere Besonderheit ist, dass es bei der Bereitstellung von Elektrizität zu star-
ken Belastungen verschiedener Umweltmedien kommt. Durch den Verbrauch vor-
ratsbegrenzter Energieressourcen und die Nutzung der Umwelt als Senke treten im-
mer wieder Nachhaltigkeits- und Umweltschutzdiskussionen in den Vordergrund. In
4
Vgl. Hensing u. a. (1998), S. 111 und Schulz/Riechmann (2002), S. 3
5
Vgl. Hensing u. a. (1998), S. 112/113 und Fichtner (2005), S. 34 - 36
6
Elektrizität kann lediglich durch die Umwandlung in andere Energieformen, wie z. B. in Pumpspeicherkraftwerken, gespei-
chert werden.
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
6
diesem Zusammenhang ist auch der CO
2
-Emissionshandel zu sehen. In Anbetracht
zu tätigender Investitionen in der Elektrizitätsversorgung ist von einer hohen Kapital-
intensität und langen Nutzungsdauern der notwendigen Anlagen auszugehen.
2.3
Darstellung des Status Quo
Bei den folgenden Ausführungen zur Darstellung des Status Quo rückt der Bereich
der Stromerzeugung in das Zentrum der Betrachtung. Die Strukturen des Elektrizi-
tätsmarktes in Deutschland sollen anhand der Stromerzeugungsstruktur und der
Struktur des Kraftwerksparks erläutert werden. Die weiteren Stromfunktionen Über-
tragung, Verteilung und Verkauf werden nicht näher betrachtet.
2.3.1
Struktur der Stromerzeugung und des Kraftwerksparks
Deutschland verfügte im Jahr 2004 über insgesamt 101.133 MW installierte Netto-
Engpassleistung der Kraftwerke für die allgemeine Stromversorgung.
7
In Anbetracht
der Kraftwerksleistung nach Energieträgern entfielen auf die bedeutendsten Energie-
träger Steinkohle, Braunkohle, Kernkraft und Erdgas anteilig 24,8%, 19,5%, 20,4%
und 16,1%, die mit jeweils 21,7%, 27,1%, 30,0% und 8,5% zur Netto-
Stromerzeugung der Stromversorgung
8
von 495,9 TWh beitrugen.
9
Betrachtet man
die charakteristische Volllaststundenzahl der Kraftwerke, zeigt sich, dass die erfor-
derliche Grundlast der deutschen Stromversorgung durch Laufwasser, Kernenergie
und Braunkohle bereitgestellt wird. Hierbei spielen Faktoren wie variable Kosten, ins-
besondere Brennstoffkosten, und die technische Auslegung der Kraftwerke eine we-
sentliche Rolle. So werden aufgrund ihrer höheren variablen Kostenbestandteile
Steinkohlekraftwerke und zum Teil auch mit Erdgas betriebene Kraftwerke eher im
Mittellastbereich eingesetzt. Für den Ausgleich der Spitzenlast wird auf Erdgas,
Heizöl oder Speicherwasserkraftwerke zurückgegriffen.
Aufgrund der Altersstruktur des Kraftwerksparks, dem geplanten Ausstieg aus der
Kernenergie, der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sowie
der Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung steht die Elektrizitätswirtschaft vor einem
hohen Ersatz- und Modernisierungsbedarf. Besonders das hohe Betriebsalter vieler
Kraftwerke fordert die Unternehmen zum Handeln und Investieren auf. Analysiert
7
Die allgemeine Versorgung schließt die Deutsche Bahn mit ein (vgl. VDEW (2005a), S. 20).
8
Einschließlich der Deutschen Bahn AG
9
Vgl. VDEW (2005a), S. 9 ff. Im Anhang auf Seite IX findet sich eine Einzelaufstellung zu den gemachten Angaben.
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
7
man die Altersstruktur des deutschen Kraftwerksparks auf der Grundlage der kraft-
werkstypspezifischen Nutzungsdauern lässt sich eine sog. altersbedingte Sterbelinie
ableiten
10
:
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
2004
2009
2014
2019
2024
2029
E
lek
tr
is
ch
e
N
et
to
lei
st
u
n
g
i
n
[
G
W
el
]
.
Uran
Braunkohle
Steinkohle
Gas
Öl
Sonstige Thermische
Wind
Wasser
Abbildung 1: Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland
Bis 2010 werden demnach über 40% der in konventionellen Wärmekraftwerken in-
stallierten Kraftwerksleistung ein Lebensalter von 35 Jahren und mehr erreicht ha-
ben. Dazu gehören bspw. über ein Drittel der in Steinkohlenkraftwerken installierten
Leistung und 45% der Leistung aller Braunkohlekraftwerke.
11
So werden bis zum
Jahre 2020 Investitionserfordernisse von bis zu 50 GW notwendig.
12
Dazu gehören
ebenfalls die aufgrund des Atomausstiegsgesetzes vom 22. April 2002 wegfallenden
Stromerzeugungskapazitäten der Kernkraftwerke mit 22 GW, die zu ersetzen sind.
13
Auch wenn die zunehmende Überalterung kein unbekanntes Phänomen ist, wurden
in den letzten Jahren keine wesentlichen Investitionsanstrengungen vorgenommen.
Im folgenden Abschnitt wird diesbezüglich die Entwicklung der Investitionstätigkeiten
der vergangenen acht Jahre dargestellt.
10
Blesl/Kempe (2005)
11
Vgl. Ziesing/Matthes (2003), S. 763 f. Im Anhang auf Seite X finden sich die genauen Zahlen zu den gemachten Angaben.
12
Vgl. Blesl u. a. (2005), S. 33 und Paul (2004), S. 644
13
Im Anhang auf Seite XI findet sich eine detaillierte Aufstellung zu den Reststrommengen und zum Ende der Regellaufzei-
ten der KKW in Deutschland.
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
8
2.3.2 Entwicklung
der
Investitionstätigkeiten
Insbesondere nach der Liberalisierung im Jahre 1998 war eine sehr starke Zurück-
haltung der Unternehmen der Stromversorgung bei Investitionen in Sachanlagen zu
erkennen. Gegenüber dem Investitionsvolumen in Höhe von 5.272 Mio. in 1998
fielen die Investitionen in 2003 mit 3.800 Mio. um 28% geringer aus.
14
Bei einer
differenzierten Betrachtung über die einzelnen Investitionsbereiche Erzeugung, Lei-
tungsnetze und Sonstiges - dazu gehören Zähler-, Messgeräte, Grundstücke, Ge-
bäude, Betriebs- und Geschäftsausstattung - ergibt sich für die Entwicklung der An-
lageninvestitionen von 1997 - 2005 folgendes Bild:
15
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
A
n
la
ge
ni
n
ve
st
it
ion
en
i
n
M
io
.
Erzeugung
Fortleitungs- und
Verteilungsan-
lagen
Sonstiges
Gesamt-
investitionen
Abbildung 2: Entwicklung der Anlageninvestitionen in Mio. von 1997 2005
Die Gründe für die Investitionszurückhaltung sind vielfältig. Sehr wahrscheinlich hat
dabei der erhöhte Wettbewerbs- und Kostendruck unmittelbar nach der Liberalisie-
rung eine entscheidende Rolle gespielt. Darüber hinaus ist den Unsicherheiten bei
Investitionsentscheidungen, welche in Kapitel 2.4 näher vorgestellt werden, eine we-
sentliche Bedeutung beizumessen. In jedem Falle stehen dem deutschen Kraft-
werkspark in den nächsten zwei Jahrzehnten größere Umwälzungen bevor. Insbe-
sondere tritt dabei auch unter gesamtwirtschaftlichen Gesichtspunkten die Frage
nach dem ökologisch und ökonomisch optimalen Energiemix der Zukunft in den Vor-
dergrund. Neben dem Ersatz der Kernkraftwerkskapazitäten hat sich die Bundesre-
gierung außerdem zum Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energien an der
Strombereitstellung bis zum Jahre 2010 auf 12,5% und bis 2020 auf 20% zu erhö-
14
Vgl. Bantle (2005), S. 49
15
Vgl. Bantle (2005), S. 49 und Karl (2003), S. 26. Die Zahlen für 2004 und 2005 beruhen auf dem Planungsstand der Un-
ternehmen im Frühjahr 2004.
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
9
hen.
16
Erste Anzeichen für eine Investitionsbelebung sind bereits erkennbar. Auch
wenn in 2003 das Investitionsvolumen um 28% geringer ausfiel als 1998, wurde in
diesem Jahr dennoch ein Anstieg von 8% gegenüber dem Vorjahr verzeichnet. Das
ist umso bemerkenswerter, als im gleichen Zeitraum 2002 - 2003 die Anlageninvesti-
tionen der gesamten deutschen Wirtschaft um 3,6% gesunken sind.
17
Insbesondere
im Erzeugungsbereich sind die Investitionen überproportional um 60% von 890
Mio. auf 1.440 Mio. gestiegen.
18
Für das Jahr 2004 und 2005 ist davon auszugehen, dass die Investitionstätigkeiten
im Erzeugungssektor nicht abbrechen. So berichtet RWE in seinem Halbjahresbe-
richt 2005 von geplanten Investitionen in Höhe von 2,2 Mrd. in ein neues Braun-
kohlekraftwerk mit einem 2.100 MW Doppelblock mit optimierter Anlagentechnik.
19
Dieses Vorhaben ist Teil des Programms zur Wirkungsgraderhöhung des Kraft-
werksparks und Verringerung der CO
2
-Emissionen. Die EnBW AG hat ihr Investiti-
onsvolumen von Januar bis März 2005 im Geschäftsfeld Strom um 11% gegenüber
dem Vergleichszeitraum des Vorjahres erhöht.
20
E.ON plant den Bau eines 1.000
MW Kohleblocks und eines 1.000 MW GuD-Kraftwerks, um sein angekündigtes In-
vestitionsprogramm in umweltschonende Stromerzeugung zu verwirklichen.
21
2.4
Unsicherheiten bei Investitionsentscheidungen
Die Entwicklung der künftigen Stromerzeugung und des Entscheidungsprozesses
zugunsten oder zuungunsten eines Kraftwerksprojekts spielen sich in einem komple-
xen Umfeld von Preis-, Mengen- und politischen Entwicklungen ab, die mit vielen
Unsicherheiten und Risiken verbunden sind. Unter den Rahmenbedingungen des
liberalisierten Marktes sollen im Folgenden die wichtigsten Parameter vorgestellt wer-
den, die einen wesentlichen Einfluss auf zukünftige Investitionsentscheidungen ha-
ben.
2.4.1 Stromnachfrageentwicklung
Die Stromnachfrage bestimmt den Markt für die zukünftige Stromproduktion und ent-
scheidet damit unter anderem über zukünftige Investitionsentscheidungen. Dabei ist
16
Vgl. BMU (2005b), S. 6, URL siehe Literaturverzeichnis
17
Vgl. Bantle (2005), S. 48
18
Vgl. Bantle (2005), S. 49
19
Vgl. RWE (2005), S. 14
20
Vgl. EnBW (2005), S. 17
21
Vgl. Tschätsch (2005), S. 383
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
10
die allgemeine Entwicklung in den nächsten Jahren und Jahrzehnten interessant. In
2004 lag der Netto-Stromverbrauch in der allgemeinen Versorgung bei 511,4 TWh.
22
Gegenüber 1994 bedeutete das einen Anstieg um 18%. Um die Entwicklungsper-
spektiven der Stromnachfrage in Deutschland abzuschätzen, werden folgende Pa-
rameter herangezogen:
· Bevölkerungs- und Wirtschaftsentwicklung
· Entwicklung der sektoralen Struktur der Wirtschaft
· Entwicklung des spezifischen Verbrauchs elektrischer Geräte und der Bestände
stromverbrauchender Geräte und Anlagen
Von Bedeutung für die Stromnachfrage ist auch die Entwicklung der Strompreise, auf
die noch gesondert eingegangen wird. Es zeigt sich dabei bereits, dass das Unsi-
cherheitsproblem nicht nur bezüglich der Entwicklung einzelner Faktoren gegeben
ist, sondern dass es Interdependenzen zwischen den Parametern gibt, die das Unsi-
cherheitsproblem noch verschärfen.
In diversen Studien und Gutachten wurde versucht, die oben aufgeführten Rahmen-
parameter für Deutschland zu quantifizieren.
23
Im Gegensatz zur Entwicklung in
Westeuropa, für die eine Steigerung des Stromverbrauchs von rund 50%
24
bis 2030
vorhergesagt wird, nimmt in Deutschland der erwartete Endenergieverbrauch Strom
nur geringfügig auf rund 540 TWh bis 2020 zu. In manchen Szenarien wird sogar ein
Rückgang auf ca. 450 TWh im gleichen Zeitraum prognostiziert.
25
Die Schaffung des
EU-Binnenmarktes für Elektrizität macht es notwendig, auch über die Grenzen
Deutschlands hinaus Entwicklungen zu beobachten. Zwar sind bisher die Austausch-
kapazitäten zwischen den Ländern beschränkt, d. h. Strom als netzgebundene Ware
kann nicht in beliebigen Mengen zwischen Ländern gehandelt werden. Allerdings
kann die Weiterentwicklung des europäischen Binnenmarktes und eine Erhöhung der
bestehenden Übertragungskapazitäten der Stromnachfrage in mehreren Jahren
durchaus eine neue starke Dynamik verleihen.
26
Wesentlich im Zusammenhang mit der Stromnachfrage ist auch die damit verursach-
te Netzbelastung. Es ist nicht ausreichend, lediglich die richtige Menge an Strom be-
22
Vgl. VDEW (2005a), S. 9
23
Hier können bspw. der ,,Energiereport III" von Prognos, die ,,Politikszenarien für den Klimaschutz" des Forschungszentrums
Jülich, die Esso Energieprognose 2001 oder der Bericht der Enquete-Kommission ,,Nachhaltige Energieversorgung unter
den Bedingungen der Globalisierung und der Liberalisierung" des Deutschen Bundestages vom Juli 2002 genannt werden.
24
Vgl. Bartels/Seeliger (2005), S. 6. Die verwendeten Angaben orientieren sich an den Entwicklungsprognosen von Eure-
lectric.
25
Vgl. Pfaffenberger/Hille (2004), S. 4-7. Im Anhang auf Seite XII findet sich eine anschauliche Darstellung alternativer Nach-
frageentwicklungen.
26
Vgl. Peek u. a. (2004), S. 66
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
11
reitzustellen, sondern notwendig, auch die nachgefragte Leistung jederzeit erbringen
zu können. Ein weiterer Unsicherheitsfaktor mit Blick auf die Stromnachfrage ergibt
sich diesbezüglich aus der Tatsache, dass auf der Grundlage des EEG für Netz-
betreiber eine vorrangige Abnahme- und Vergütungspflicht für Strom aus erneuerba-
ren Energien besteht. Das bedeutet, dass die konventionell erzeugte Elektrizität nur
in dem Maße ins Netz fließen darf, als der Bedarf mittels Elektrizitätserzeugung aus
erneuerbaren Energien nicht gedeckt werden kann.
2.4.2 Strompreise
Die realisierten Erlöse aus dem Strompreis bilden für die EVU die primäre Einnah-
menquelle, aus der sämtliche Aufwendungen der Stromerzeugung zu amortisieren
sind. Im Zuge der Liberalisierung sind aufgrund der Senkung von Stromerzeugungs-
kosten um über 20%
27
die Preise sowohl an den Großhandelsmärkten als auch im
Endverbrauchergeschäft zunächst stark zurückgegangen. Aufgrund des erhöhten
Wettbewerbsdrucks fielen auf den Spotmärkten die Preise sogar zeitweise unter das
Grenzkostenniveau einiger Kraftwerke.
28
Seit dem Jahr 2000 jedoch war insbesonde-
re bei den Großhandelspreisen wieder ein beträchtlicher Preisanstieg zu vermel-
den.
29
Die Preisentwicklungen bei den privaten und gewerblichen Tarifabnehmern,
die sich zum Teil an den Großhandelspreisen orientieren, zeigen eine ähnliche
- wenn auch nicht ganz so stark ausgeprägte - Entwicklung.
30
Hier haben insbeson-
dere staatliche Aufschläge wie Steuern, Abgaben und Umlagen dazu geführt, dass
die Liberalisierungsvorteile nach 1998 vollständig kompensiert wurden. Ohne die Be-
rücksichtigung dieser staatlichen Zwangsabgaben lagen bspw. die Haushaltskunden-
Preise Ende 2005 um durchschnittlich 12% unter dem Niveau von 1998.
31
Bei Indust-
riekunden waren die durchschnittlichen Nettostrompreise für 2004 rund 18% niedri-
ger als 1998.
32
Der Großhandelspreis für Strom in Deutschland bildet sich am Spot- bzw. Termin-
markt an der Strombörse EEX in Leipzig. Die Preise am Spotmarkt zeigen dabei über
den Tages-, Wochen- und Jahresverlauf ausgeprägte Zyklen, die von hoher Volatili-
tät gekennzeichnet sind. Gegen diese Preisunsicherheit versuchen sich die Handels-
27
Vgl. Jäger (2004), S. 640
28
Vgl. Diekmann u. a. (2004), S. 695
29
Vgl. Schmitt (2004), S. 638
30
Vgl. Schmitt (2004), S. 638
31
Vgl. BGW/VDEW (2005), S. 5, URL siehe Literaturverzeichnis
32
Vgl. BGW/VDEW (2005), S. 6, URL siehe Literaturverzeichnis
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
12
partner unmittelbar am Terminmarkt abzusichern. Nichtsdestotrotz sind die Unter-
nehmen einer bestimmten Preisentwicklung ausgesetzt, die ihrerseits wieder von
vielen Rahmenparametern beeinflusst wird. So haben erst jüngst die Preissteigerun-
gen eine Diskussion in der Öffentlichkeit über gestiegene Primärenergieträgerpreise
oder CO
2
-Zertifikatepreise entfacht, die als mögliche Gründe für den Preisanstieg
angesehen werden. Betrachtet man die Preisentwicklung der Monatsfuture für die
Grundlast im Zeitraum von 2003 bis 2005, ergibt sich folgendes Bild:
33
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
02
.01
.03
02
.04
.03
02
.07
.03
02
.10
.03
02
.01
.04
02
.04
.04
02
.07
.04
02
.10
.04
02
.01
.05
02
.04
.05
02
.07
.05
02
.10
.05
Handelsdatum
S
e
ttl
em
en
t P
ri
c
e i
n
Abbildung 3: Preise der EEX für den Phelix-Base-Month-Future
Um langfristig rentable Investitionsprojekte durchführen zu können, muss das Preis-
niveau mindestens die Vollkosten der Stromerzeugung decken. Deshalb wird für die
Zukunft nicht mit einem Rückgang der Preise zu rechnen sein, zumal aufgrund des
hohen Investitionsbedarfs in der Stromerzeugung umfangreiche Neuprojekte anste-
hen.
34
2.4.3 CO
2
-Preise
Es existieren zahlreiche Szenarioanalysen im Hinblick auf die Entwicklung der CO
2
-
und THG-Emissonen für die Zukunft. Diese Trends alleine betrachtet sind zunächst
nicht sehr aussagekräftig im Hinblick auf die CO
2
-Zertifikatepreise. Von Relevanz für
zukünftige Zertifikatepreisentwicklungen werden diese Voraussagen erst, wenn sie
einem konkreten Minderungsziel gegenüber gestellt werden. Je strenger die Reduk-
tionsziele, umso höher sind auf Dauer die Vermeidungskosten bzw. die Nachfrage
33
Vgl. Daten der EEX
34
Vgl. die Ausführungen in Kapitel 2.3.1
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
13
nach Emissionsrechten. Dies kann in der Zukunft zu steigenden Zertifikatepreisen
führen. In der ersten Handelsperiode 2005 - 2007 bspw. stieg der Zertifikatpreis von
anfänglichen 8 /t CO
2
auf bis zu 29 /t CO
2
signifikant an.
35
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
09
.03.
05
30
.03.
05
20
.04.
05
11
.05.
05
01
.06.
05
22
.06.
05
13
.07.
05
03
.08.
05
24
.08.
05
14
.09.
05
05
.10.
05
26
.10.
05
16
.11.
05
07
.12.
05
Handelsdatum
In
tr
aday A
u
ct
io
n P
ri
ce i
n
Abbildung 4: Entwicklung der CO
2
-Zertifikatepreise an der EEX
In der Verpflichtungsperiode ab 2008 sind durch die internationale Öffnung des Zerti-
fikatemarktes noch weitere Sondereffekte zu berücksichtigen. War der Handel in der
ersten Handelsperiode auf die Europäische Union beschränkt, startet in 2008 ein
weltweiter Handel mit Emissionsrechten, an dem alle Vertragsparteien des Kyoto-
Protokolls teilnehmen können. Dies kann zu einer deutlichen Verschiebung des CO
2
-
Emissionspreises führen. So verfügen Russland und die Ukraine z. B. über über-
schüssige Emissionsrechte, da das Kyoto-Protokoll keine Minderung gegenüber
1990 vorsieht, diese Länder aber beim Übergang zur Marktwirtschaft ihre Emissionen
bereits um bis zu 30% vermindern konnten. Aus umweltpolitischer Sicht wird darin
ein großes Problem gesehen.
36
Denn kommt es aufgrund des Überangebots an Zer-
tifikaten und des weltweit möglichen Handels zu einem Preisverfall, können sich an-
dere Länder von ihrer Reduktionsverpflichtung freikaufen, anstatt eigene Maßnah-
men zu ergreifen. Dies wird ernstzunehmende Konsequenzen für das Funktionieren
und die ökologische Wirksamkeit des Handelsregimes haben. Wie auf internationaler
Ebene mit diesem als ,,Hot Air" genannten Problem umgegangen wird, ist noch zu
klären.
35
Vgl. Daten der EEX
36
Vgl. Oberthür/Ott (2000), S. 255
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
14
Die große Unsicherheit bezüglich der Entwicklung der Zertifikatepreise zeigt sich
auch in der Preisspanne von 4 - 70 /t CO
2
, welche über eine Vielzahl von Modell-
rechnungen hinweg ermittelt wurde.
37
Als weiterer Unsicherheitsfaktor kommt hinzu,
dass die konkreten Vorgaben bezüglich der Reduktionsverpflichtungen nur bis 2012
reichen. In Anbetracht der langen Lebensdauer von Investitionen in Erzeugungsan-
lagen wären Hinweise auf Reduktionsverpflichtungen zukünftiger Perioden und somit
auf längerfristige Kostenentwicklungen der Emissionszertifikate von entscheidender
Bedeutung.
2.4.4 Rohstoffpreise
Im Blickpunkt der Preisproblematik steht die Preisentwicklung fossiler Brennstoffe,
die derzeit die dominanten Primärenergieträger beim Einsatz in der Stromerzeugung
darstellen. Dazu gehören Steinkohle, Braunkohle und Erdgas. Auf Rohöl soll nur am
Rande eingegangen werden, da es für die Stromerzeugung weniger relevant ist.
Auch auf die Uranpreise für den Einsatz in der Kernenergie soll aufgrund der unter-
geordneten Bedeutung bezüglich existierender Preisunsicherheiten nicht eingegan-
gen werden.
Da das Braunkohleaufkommen in Deutschland nahezu ausschließlich durch die in-
ländische Förderung bereitgestellt wird ein internationaler Handel ist aufgrund sei-
ner physischen Beschaffenheit nicht wirtschaftlich ist die Energiewirtschaft bei die-
sem Gut nicht von Weltmarktpreisen abhängig, sondern kann von relativ stabilen
Preisen im Inland ausgehen. Im Bereich der Steinkohle und des Erdgases mit einer
Nettoimportquote im Jahr 2004 von jeweils 61% und 84% sind die Unternehmen hin-
gegen beim Bezug des Brennstoffes an Import- und damit Weltmarktpreise und folg-
lich an deren volatile Entwicklungen gebunden.
38
In der nachfolgenden Grafik ist die
langfristige Entwicklung der Einfuhrpreise dieser Energieträger dargestellt.
39
Auf-
grund der inzwischen viel diskutierten Preisbindung zum Rohöl wird der Verlauf des
Rohölpreises entsprechend dargestellt.
Betrachtet man die letzten zwei Jahre 2004 und 2005 bei der Entwicklung der Im-
portpreise für Erdgas und Steinkohle auf Monatsbasis genauer, erkennt man eine
erhöhte Dynamik in den Preisbewegungen, die in der unten angegebenen Darstel-
37
Vgl. Fichtner (2005), S. 79
38
Vgl. Wittke/Ziesing (2005), S. 123 f. Im Anhang auf Seite XII finden sich die Verlaufskurven zu den Nettoimportquoten von
Steinkohle und Naturgas.
39
Vgl. BMWA (2005), Tabelle 3, URL siehe Literaturverzeichnis
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
15
lung so nicht ersichtlich ist. Für Erdgas bspw. mussten die Unternehmen im Novem-
ber 2004 bereits 12,6% mehr bezahlen als im Vorjahr.
40
Importierte Kraftwerkskohle
kostete im dritten Quartal 2004 sogar 45% mehr als im entsprechenden Vorjahres-
quartal.
41
Inwiefern sich diese Preistrends fortsetzen werden, ist schwer vorauszusa-
gen und bedeutet für die Unternehmen eine erhöhte Planungsunsicherheit.
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
En
er
g
ie
tr
äg
er
p
re
is
e in
/G
J
Rohöl
Erdgas
Steinkohle
Abbildung 5: Entwicklung der Einfuhrpreise fossiler Energieträger
Eine wichtige Frage in diesem Zusammenhang ist die langfristige Verfügbarkeit die-
ser Energieträger und das Problem möglicher Versorgungsengpässe und dadurch
verursachter Preissteigerungen. In den Vordergrund der Diskussion drängen sich
dabei immer wieder prognostizierte Engpasssituationen beim Rohöl, die einen erheb-
lichen Preisdruck auf andere Energieträger wie Erdgas und Steinkohle ausüben.
42
Bei einer differenzierteren Betrachtung ergibt sich für die einzelnen Brennstoffe fol-
gendes Bild.
Bei Kohle, sowohl Braun- als auch Steinkohle, liegt die statische Reichweite
43
bei
einem errechneten Gesamtdurchschnittswert von 164 Jahren weltweit am höchs-
ten.
44
Versorgungsengpässe dürften sich hier trotz steigender Energienachfrage zu-
mindest mittelfristig nicht ergeben. Auch die statischen Reichweiten der für Deutsch-
land wichtigen Steinkohlelieferländer Südafrika, Polen und Russland reichen mit 223,
75 und 700 Jahren bis weit in die Zukunft.
45
Beim Erdgas zeigt sich ein etwas ande-
40
Vgl. Wittke/Ziesing (2005), S. 124
41
Vgl. Wittke/Ziesing (2005), S. 125
42
Vgl. Diekmann u. a. (2004), S. 693 - 695
43
Die statische Reichweite ergibt sich als Quotient aus den bauwürdigen, ausbringbaren Reserven und der gegenwärtigen
Förderung.
44
Vgl. BMWA (2005), Tabelle 42, URL siehe Literaturverzeichnis
45
Vgl. BMWA (2005), Tabelle 42, URL siehe Literaturverzeichnis
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
16
res Bild. Mittelfristig werden Russland, Norwegen und die Niederlande die wichtigs-
ten Lieferländer bleiben. Allerdings werden bedingt durch die aktuellen statischen
Reichweiten von 20 - 30 Jahren in Norwegen und den Niederlanden neue Lieferregi-
onen erschlossen werden müssen. Ein riesiges Potenzial steht dabei im Nahen Os-
ten zur Verfügung. Hier können auf lange Sicht jedoch erhöhte Transportkosten zu
Preisrisiken führen. Des Weiteren wird weiter zu erforschen sein, inwiefern eine
durch den europäischen CO
2
-Zertifikatehandel induzierte steigende Gasnachfrage
Auswirkungen auf die Preise haben wird. Dies könnte aufgrund der günstigeren Ei-
genschaften bezüglich des Kohlenstoffgehalts der Fall sein. Erste Modelle hierzu
wurden bereits entwickelt, die in ihren vorläufigen Ergebnissen jedoch keinen signifi-
kanten Anstieg des Gaspreises voraussagen.
46
Die Unsicherheit bezüglich der
Brennstoffpreisentwicklung und die Komplexität der Wirkungszusammenhänge stel-
len für die EVU unsichere Planungsgrundlagen dar, um den zukünftigen optimalen
Energiemix festzulegen. Einen Eindruck über zukünftige Preisentwicklungen vermit-
teln die im Rahmen des Forums für Energiemodelle und Energiewirtschaftliche Sys-
temanalysen zugrunde gelegten Entwicklungen der Importpreise fossiler Energieträ-
ger für das Modellexperiment V
47
oder die von Bartels/Seeliger (2005) angenomme-
nen Energieträgerpreise.
2010
2015
2020
2025
2030
MEX V
2000
/GJ
Steinkohle, küstenfern 1,14
1,18
1,21
1,24
1,29
Erdgas
4,71
4,82
4,86
4,94
5,02
Braunkohle
1,14
1,18
1,21
1,25
1,29
Bartels/Seeliger
2000
/GJ
Steinkohle
1,32
1,35
1,38
1,40
1,43
Braunkohle
0,83
0,83
0,83
0,83
0,83
Tabelle 1: Entwicklung von Rohstoffpreisen frei Kraftwerk
2.4.5 Energiepolitik
Die Energiepolitik gibt den politischen Rahmen für eine nachhaltige Energieversor-
gung vor und soll damit stabile Rahmenbedingungen gewährleisten. Dabei sollen die
ökologischen, ökonomischen und sozialen Dimensionen einer optimalen Energiever-
sorgung gleichermaßen Berücksichtigung finden. In diesem Spannungsfeld existie-
46
Vgl. Bartels/Seeliger (2005) und Perlewitz u. a. (2005)
47
Vgl. MEX V (2005), URL siehe Literaturverzeichnis
2. Investitionen in der Elektrizitätswirtschaft
17
ren jedoch eine Reihe politisch hervorgerufener Problemfelder und Unsicherheiten,
die immer wieder in intensiven Diskussionen in den Gesetzgebungsverfahren mün-
den. Dazu zählten und zählen strittige und nicht eindeutig geklärte Fragestellungen z.
B. in Bezug auf die Subventionen erneuerbarer Energien
48
, den Kernenergieaus-
stieg
49
, die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung
50
, den Emissionshandel
51
, vorge-
gebene Klimaschutzziele
52
, nationale Regulierungsanstrengungen auf der einen und
Liberalisierungsanstrengungen auf der anderen Seite etc. Es fehlt oft eine klare
energiepolitische Leitlinie, die ein verlässliches Fundament bietet, auf dem langfristi-
ge Planungs- und Investitionsentscheidungen getroffen werden können. Das ist ins-
besondere im Energiesektor sehr wichtig, weil hier die Investitionen von einer außer-
ordentlich langen Lebensdauer von bis zu 40 Jahren sowie einer hohen Kapitalinten-
sität geprägt sind.
All diese Charakteristika bedingen einen erschwerten Entscheidungsprozess hin-
sichtlich neu zu planender Investitionen. Dennoch scheint in 2005 das Investitionsvo-
lumen der Stromversorger in Sachanlagen erstmals seit 1999 wieder über 4 Mrd.
Euro zu steigen.
53
Die Investitionszurückhaltung der letzten Jahre war durchaus eine
Konsequenz der dargestellten Unsicherheiten über die Entwicklungen entschei-
dungsrelevanter Tatbestände wie z. B. der Einführung des Emissionshandels oder
der Neuregelung des EnWG 2005. Die Frage, inwiefern diese Unsicherheiten auch in
der Investitionsrechnung Berücksichtigung finden und sich eventuell quantifizieren
lassen, ist unter anderem Gegenstand der folgenden Kapitel.
48
Mit dem im Jahre 2000 in Kraft getretenen und 2004 überarbeiteten Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG besteht für Ener-
gieversorger eine Aufnahme- und Vergütungspflicht für den noch nicht wirtschaftlich konkurrenzfähigen Strom aus erneu-
erbaren Energien.
49
Mit dem ,,Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität" in
2002 wurde eine umfassende Novellierung des Atomgesetzes AtG von 1959 herbeigeführt.
50
Im Jahre 2000 entstand das Gesetz zum Schutz der Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung (KWKG), das in 2002
entsprechend angepasst wurde. Ziel ist die weitere Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung in Zusammenhang mit Maß-
nahmen zur Minderung der CO
2
-Emissionen.
51
Vgl. ZuG 2007 (2004) und TEHG (2004)
52
Vgl. BMU (2005b), Nationales Klimaschutzprogramm 2005, URL siehe Literaturverzeichnis
53
Vgl. Bantle (2005), S. 49 und VDEW Jahresbericht (2005a), S. 18
3. Investitionsentscheidungen und der CO
2
-Emissionshandel
18
3.
Investitionsentscheidungen und der CO
2
-
Emissionshandel
3.1
Klimaschutz und Kyoto-Protokoll
Der Klimaschutz rückt in den letzten Jahrzehnten mehr und mehr in den Mittelpunkt
umweltpolitischer Diskussionen und ist eine der zentralen umweltpolitischen Heraus-
forderungen des 21. Jahrhunderts. Das Kyoto-Protokoll kann dabei als ein wichtiger
Schritt verstanden werden, die auf internationaler Ebene völkerrechtlich notwendigen
Rahmenbedingungen für eine gemeinsame Klimaschutzpolitik zu formulieren.
3.1.1
Klimawandel als globales Umweltproblem
Die Menschen bekommen vermehrt klimatische Turbulenzen zu spüren, die sich in
häufigeren Extremereignissen wie Überschwemmungen, Dürren und Stürmen äu-
ßern und neben den unmittelbar ökologischen Auswirkungen zu erheblichen sozialen
und ökonomischen Schäden führen. Beispielhaft sei der alarmierende Anstieg witte-
rungsbedingter Schäden der Versicherungswirtschaft in den vergangenen 20 Jahren
zu nennen
54
oder die Zunahme der Zahl an Umweltflüchtlingen weltweit
55
. In diesem
Zusammenhang tritt zunehmend die Diskussion um den Klimawandel in den Vorder-
grund, dessen Ursachen und Folgen Gegenstand unzähliger wissenschaftlicher Un-
tersuchungen und Analysen sind. Im Zuge dieser Arbeiten werden unter anderem die
im Vorfeld beschriebenen wetterbedingten Veränderungen als wahrscheinliche Aus-
wirkung des Klimawandels angesehen.
56
Die Ursachen des Klimawandels sind ebenso vielfältig und komplex wie dessen Fol-
gen und werden in der Klimaforschung zum Teil kontrovers diskutiert. Eine wesentli-
che Rolle spielt dabei mit großer Sicherheit jedoch die zunehmende globale Erder-
wärmung, verursacht durch den anthropogenen Treibhauseffekt.
57
Der Treibhausef-
fekt als zunächst natürliches Phänomen geht generell auf die Wirkung bestimmter
Treibhausgase
58
zurück, die die Eigenschaft besitzen, die Sonneneinstrahlung unge-
hindert zur Erdoberfläche passieren zu lassen und gleichzeitig die von der Erdober-
54
Vgl. Schönwiese (2005), S. 26 und Levin (2005), S. 28
55
Vgl. Levin (2005), S. 25
56
Vgl. Levin (2005), S. 22 f. und Oberthür/Ott (2000), S. 29 - 35
57
Zu diesem Ergebnis kommt die Mehrheit der in der Klimaforschung tätigen Wissenschaftler. Eine wesentliche Rolle nimmt
hierbei das Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) ein, welches regelmäßig den Stand der wissenschaftli-
chen Beiträge zum Klimawandel begutachtet. Gegen dessen Erkenntnisse stellt sich eine kleine Gruppe sog. Klimaskepti-
ker (vgl. Oberthür/Ott (2000), S. 35 f.).
58
Zu den wichtigsten Treibhausgasen gehören Kohlendioxid (CO
2
), Methan (CH
4
), halogenierte und perflourierte Kohlenwas-
serstoffe, Distickstoffoxid (N
2
O), bodennahes Ozon (O
3
) und Schwefelhexaflourid (SF
6
).
3. Investitionsentscheidungen und der CO
2
-Emissionshandel
19
fläche reflektierte Wärmestrahlung zu absorbieren. Damit ist die lebensfähige globale
Mitteltemperatur von 15 °C an der Erdoberfläche sichergestellt. Zu einem ernsthaften
Problem ist die Wirkung dieser Gase allerdings erst aufgrund der anthropogenen
Steigerung der Treibhausgasemissionen seit Beginn der Industrialisierung geworden.
So hat die globale Mitteltemperatur um 0,7 °C gegenüber dem Wert von 1870 zuge-
nommen
59
und wird sich bis 2100 schätzungsweise auf 1,4 bis 5,8
°C gegenüber
1990 erhöhen
60
.
Auch wenn die wissenschaftlichen Erkenntnisse bezüglich der Folgen des mit der
Temperaturerwärmung bedingten Klimawandels nicht absolut gesichert sind, besteht
seitens der Politik dennoch Einigkeit darüber, dass Maßnahmen zur Bekämpfung des
anthropogenen Treibhauseffekts und damit des Klimawandels notwendig sind.
61
Auf-
grund der globalen Problematik des Klimaschutzes, der größtenteils unabhängig von
Ort und Zeit ist, sind für eine Lösung des Problems internationale Vereinbarungen
und Kooperationen notwendig.
62
Einen wesentlichen Beitrag dazu leistet das Kyoto-
Protokoll.
3.1.2
Das Kyoto-Protokoll
Mit der Vermutung eines Einflusses des anthropogenen Treibhauseffektes auf das
Klima wurde wenn auch nur sehr mühsam auf internationaler Ebene ein Prozess
der gemeinsamen Verständigung über Maßnahmen zum Klimaschutz in Gang ge-
setzt. Ein wesentlicher Meilenstein in diesem Prozess markierte die Klimarahmen-
konvention von 1992, die auf dem Weltumweltgipfel in Rio de Janeiro gegründet wur-
de. Ziel dieser Konvention ist die Stabilisierung der Treibhausgaskonzentrationen auf
ein Niveau, bei dem eine gefährliche anthropogene Störung des Klimasystems ver-
hindert wird.
63
Die Konvention, die hinsichtlich ihrer Anforderungen noch sehr allge-
mein gehalten war, bildete das Fundament für das Kyoto-Protokoll, welches auf der
dritten Vertragsstaatenkonferenz
64
im Dezember 1997 verabschiedet wurde.
Das Protokoll umfasst 28 Artikel sowie zwei Anlagen und schreibt erstmals rechts-
verbindlich Reduktionsziele für Treibhausgasemissionen fest. Es trat mit der Ratifizie-
59
Vgl. Zimmer (2004), S. 21
60
Vgl. BMU (2005a), S. 6 und Rehdanz (2004), S. 3
61
Vgl. Zimmer (2004), S. 28 und Rehdanz (2004), S. 3
62
Vgl. Hillebrand u.a. (2002), S. 10 f.
63
Vgl. Artikel 2 des Rahmenübereinkommens der Vereinten Nationen über Klimaänderungen. Die Rahmenkonvention kann
unter http://unfccc.int/resource/docs/convkp/convger.pdf eingesehen werden.
64
Die Vertragsstaatenkonferenz prüft in regelmäßigen Abständen die Durchführung der Bestimmungen der Klimarahmen-
konvention und fasst Beschlüsse, die entsprechende Maßnahmen im Sinne des Übereinkommens fördern.
Ende der Leseprobe aus 137 Seiten
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Details
- Arbeit zitieren
- , 2006, Die Bewertung von Kraftwerksinvestitionen in der Elektrizitätswirtschaft unter besonderer Berücksichtigung des CO2-Emissionshandels, Hamburg, Bedey Media GmbH, https://www.diplom.de/document/224887
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