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3.2.2.1.1.2Kraftwerkskosten

Kraftwerkskosten enthalten die Kosten für die Bereitstellung der Kapazität und die laufenden Betriebskosten.³⁷² In den Kapazitätskosten sind alle Kosten enthalten, die mit dem Bau der Kraftwerke verbunden sind. Die Betriebskosten umfassen alle anfallenden Kosten, um die Einsatzbereitschaft des Kraftwerkes herzustellen bzw. aufrecht zu erhalten. Tabelle 29 zeigt die wesentlichen Kostenarten.

Tabelle 29: Kapazitäts- und Betriebskostenübersicht

Kapazitätskosten	Betriebskosten
Anlagenpreis, Bauherreneigenleistung, Finanzierungskosten Stilllegungskosten	Wartung und Instandhaltung Personalkosten Versicherungskosten Sonstige Kosten

Quelle: Einzelpositionen nach Schmitt/Ciesiolka/Düngen (1986) S. 104-114.

Im Gegensatz zu den zuvor dargestellten Energieträgerkosten fallen diese Kosten unabhängig von der Erzeugungsmenge an, d.h., sie sind kurzfristig nicht durch vorübergehende Produktionsdrosselung beeinflussbar. Versucht man die Struktur der Kraftwerkskosten zu ermitteln, stellt man in Abhängigkeit der Region, des Kraftwerkes, der Einsatzart (Grund- Mittel- und Spitzenlast) teilweise erhebliche Unterschiede fest.³⁷³ Konkrete Kostenangaben können daher nur als Durchschnittsangaben bzw. Annäherung verstanden werden, die teilweise von den realen Kosten einzelner Kraftwerke stark abweichen.³⁷⁴ Die Kostenstruktur gemäß Tabelle 30 basiert auf Auswertungen verschiedener Quellen und ist nur indikativ zu verstehen. Ohne Anspruch auf eine exakte Quantifizierung zu erheben, kann zumindest festgehalten werden, dass die Kapazitätskosten (umgerechnet in jährliche Abschreibungen) mit Ausnahme der Gaskraftwerke deutlich höher liegen als die Betriebskosten.

Tabelle 30: Richtwerte der Kapazitäts- und Betriebskosten nach Kraftwerksart (in Pf/kWh)

Kosten	Wasser	Kernkraft	Braunkohle	Steinkohle	Gas
Abschreibung	4,6	1,8	1,1	1,5	1,4
Personal	0,2	0,2	0,3	0,3	0,2
Wart.+Instandh.	0,8	0,9	0,8	1,0	0,7
Versicherung	0,1	0,2	0,0	0,1	0,1
Sonstiges	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Summe	5,8	3,2	2,2	2,9	2,5
Annahmen
Volllaststunden/a	5000	7000	6500	4500	2500
Technische Laufzeit in Jahren	40	35	35	35	30
Sonstiges	Laufwasser				50% GuD, 50% Gas­turbine

Quelle: Eigene Berechnungen, Angaben der Marktteilnehmer, Schiffer (1999) S. 204, VDEW (1999), Auer (1998), Duarte/Fromm (1997) S. 7, Hoster (1986), Schmitt/Ciesiolka/Düngen (1986).

Zunächst ist zu klären, inwieweit diese Kosten relevant für die Preisprognose eines Stromhändlers sind. Gemäß der Grenzkostenregel wird ein Betreiber für den Zeitpunkt t solange Strom anbieten, bis die Kosten zur Aufrechterhaltung und ggf. Herstellung der Erzeugungsbereitschaft sowie der Erzeugung zum Zeitpunkt t geringer sind als die Erlöse. Der Anbieter mit den höchsten Kosten zur Aufrechterhaltung bzw. Herstellung der Erzeugungsbereitschaft, dessen Kapazität notwendig ist, um die Nachfrage zu decken, stellt analog zur kurzfristigen Betrachtungsweise das Grenzkraftwerk und determiniert somit den Preis. Für die Relevanz der Kapazitäts­kosten ist entscheidend, ob das Grenzkraftwerk bereits existiert oder, im Falle nicht ausreichender Erzeugungskapazitäten, erst noch gebaut werden muss. Im Fall eines noch nicht existierenden Kraftwerkes sind noch alle Kapazitäts- und Betriebskosten entscheidungsrelevant, da die Investitions­kosten noch vermieden werden können.³⁷⁵ Aufgrund der unterschiedlichen Bauzeiten beeinflussen Neuinvestitionen die Grenzkosten mit einem Horizont von 9 Monaten bis 8 Jahren.

Tabelle 31: Erfahrungswerte für Bauzeiten nach Kraftwerksart

Kraftwerksart	Bauzeit (Auftragsvergabe bis Inbetriebnahme)
Atomkraftwerke	6-8 Jahre
Wasserkraftwerke	3-5 Jahre
Kohlekraftwerke	4-5 Jahre
Gaskraftwerke	9-16 Monate

Quelle: Vgl. O.V. (1999) S. 47-48 und Schmitt/Ciesiolka/Düngen (1986) S. 91.

Geht man von der üblichen Frist von Termingeschäften von derzeit 3 Jahren aus, so sind Kapazitätskosten bei Neuinvestitionen lediglich im Bereich der Gaskraftwerke relevant.³⁷⁶ Bei bestehenden Kraftwerken bzw. im Bau befindlichen Kraftwerken³⁷⁷ können die Investitionskosten nicht mehr rückgängig gemacht werden und auch die Stilllegungskosten fallen unwiderruflich an. Diese Kosten können daher als versunken und für die Kraftwerkseinsatzentscheidung als nicht mehr entscheidungsrelevant betrachtet werden. Dies sind lediglich die Betriebskosten, da der Betreiber diese Kosten durch Stilllegung des Kraftwerkes vermeiden kann. Technisch gesehen können Kraftwerke unmittelbar stillgelegt werden. Allerdings sind mit der Stilllegungsentscheidung einige Vorarbeiten verbunden, insbesondere hinsichtlich des eingesetzten Personals (Freisetzung, Relokation), so dass von der Entscheidung bis zur effektiven Stilllegung mindestens 3 Monate vergehen sollten.³⁷⁸

Neben der Grenzkostenrelevanz ist zu hinterfragen, wie die langfristigen Grenzkosten zu berechnen sind. Langfristige Grenzkosten können als die durch Kapazitätsanpassung beeinflussbaren Durchschnittskosten des Grenzkraftwerks verstanden werden. Im Gegensatz zur kurzfristigen Betrachtung, die innerhalb eines einperiodischen kostenrechnerischen Ansatzes operiert, muss die Berechnung der langfristigen Grenzkosten wegen der Mehrperiodigkeit innerhalb eines finanzmathematischen Ansatzes erfolgen. Dies erfordert die Berechnung von Barwerten für alle künftigen Auszahlungen, die zur Bereitstellung der Kapazität und der Betriebsbereitschaft erforderlich sind. Historische Zahlungen werden nicht berücksichtigt, da sie, wie oben dargestellt, nicht mehr grenzkostenrelevant sind. Als gängiger Ansatz haben sich die finanzmathematischen Durchschnittskosten erwiesen. ³⁷⁹ Diese sind die über den gesamten Betrachtungszeitraum konstanten Durchschnitts­kosten, die unter Zugrundelegung des gleichen Mengenge­rüstes genau diejenige Kostensumme ergibt, die dem Barwert der Gesamtkosten entspricht.³⁸⁰ Zur Berechnung der finanzmathematischen Durchschnittskosten werden folgenden Inputfaktoren benötigt:

• 
  Voraussichtliche Produktionsmenge in künftigen Perioden
  
• 
  Alle künftigen Auszahlungen (Kapazitätskosten bei Gaskraftwerken, Betriebskosten bei allen Kraftwerken)
  
• 
  Referenzzinssatz am Kapitalmarkt zu verschiedenen Laufzeiten
  

Da es für einen Marktanalysten nicht möglich ist, für jedes einzelne Kraftwerk diese Daten zu erhalten, wird er mit Schätzungen für Kosten, Laufzeit und Produktionsmenge generiert aus Erfahrungswerten für die Kraftwerke nach Art, Alter und Fahrweise arbeiten. Darüber hinaus bietet es sich an, die Kapazitätsentwicklung im Erzeugungs­system im Auge zu behalten, da Kapazitätsreduktionen tendenziell zu einer höheren Auslastung der bestehenden Kraftwerke und damit auch zu geringeren Durchschnittskosten führen. Tabelle 32 zeigt den Informationsbedarf zur Analyse der Kraftwerkskosten.

Tabelle 32: Informationsbedarf zur Bestimmung der Kraftwerkskosten

Bestimmungsfaktoren		Indikatoren
Kapazitäts­kosten (Gaskraft­werke)	Investition	Aktuelle Anlagenkosten, Baukosten, Stilllegungskosten mit typischen Zahlungsplänen für Gaskraftwerke
	Produktions­menge	Erfahrungswerte für Erzeugungsmengen von Gaskraftwerken Kapazitätsauslastung des Erzeugungssystems
	Laufzeit	Erfahrungswerte Laufzeiten für Gaskraftwerke
	Zinssatz	Referenzzinssätze am Kapitalmarkt nach Laufzeit
Betriebs­kosten	Instand­haltung	Kosten von Instandhaltungsleistungen nach Fahrweise und Alter
	Personal	Erfahrungswerte für Mitarbeiterzahl nach Kraftwerksart Erfahrungswerte für Lohnkosten nach Kraftwerksart (z.B über Tarifverträge, Lohnnebenkosten)
	Versicherung	Erfahrungswerte für Versicherungskosten pro Kraftwerksart
	Produktions­menge	Erfahrungswerte für Erzeugungsmengen nach Kraftwerksart und Fahrweise (Grund-, Mittel- und Spitzenlast) Kapazitätsauslastung des Erzeugungssystems
	Laufzeit	Erfahrungswerte zur technischen Laufzeit für Gaskraftwerke
	Zinssatz	Referenzzinssätze am Kapitalmarkt nach Laufzeit

Quelle: Eigene Darstellung