Client Name (Formatvorlage Client Name)

268 Vgl. Bahlmann (1982) S. 95.

269 Vgl. Schwarz (1983) S. 36.

270 Vgl. z.B. Ackoff (1967) S. 149.

271 Vgl. Koreimann (1976) S. 66.

272 Vgl. Picot/Reichwald (1991) S. 277.

273 Vgl. ebenda S. 278.

274 Vgl. Picot/Reichwald (1991) S. 278.

275Diese Prozesse können z.B. durch gezielte Schulungsmaßnahmen unterstützt werden.

276 Aufgaben, die der Unternehmensführung und dem mittleren Management zuzurechnen sind, z.B. Unternehmensplanung und -entwicklung, Kontrolle und Berichtswesen, werden von der Betrachtung ausgeklammert, da aufgrund der geringen Strukturiertheit und Veränderlichkeit dieser Aufgaben eine Ableitung des objektiven Bedarfs kaum möglich ist

277 Beispielsweise geht man bei einer erwarteten Volatilität von 10% und einem derzeitigen Strompreis von 20 DM/MWh davon aus, dass im Laufe des nächsten Jahres in 66 % der Fälle der Preis zwischen 18 und 22 DM/MWh schwankt; vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 166.

278 Vgl. zu Optionen GP 2.2.1.1.3.

279Vgl. Hirt (1983) S. 145.

280 Vgl. Schulz (1996) S. 315.

281Hirt nennt folgende Gründe für die Komplexität: (Vgl. Hirt (1983) S. 145)

• 
  Es existiert eine Vielzahl von Einflussfaktoren, deren gesamte Menge auch bei bestem Informationsstand nicht bekannt ist.
  
• 
  Die Bewertung der einzelnen Faktoren ist subjektiv und lässt großen Interpretationsspielraum.
  
• 
  Die Faktoren beeinflussen sich meist gegenseitig. Eine isolierte Bewertung der einzelnen Faktoren kann nur annäherungsweise ein richtiges Bild liefern.
  

• 
  Selbst wenn annähernd eine richtige Analyse gelingt, bleibt das Risiko des falschen Timing, d.h. zu früher oder zu später Ein- oder Ausstieg, bestehen.
  

282Vgl hierzu Schulz (1996) S. 28-119.

283 Vgl. Kreuzberg (1998) S. 44.

284 Vgl. Kreuzberg (1998) S. 43.

285 Kreuzberg weist die Relevanz der Grenzkosten für den Preis durch einen empirischen Vergleich der Grenzkosten mit dem Spotmarktindex SWEP nach; vgl. Kreuzberg (1998).

286 Quelle: Angaben der Marktteilnehmer (Stand: März 2000).

287 An dieser Stelle sei betont, dass Kosten, die beeinflussbar sind, ohne die Erzeugungskapazität einzuschränken, als Rationalisierungspotenzial zu gelten hat, welches nicht grenzkosten- bzw. preisrelevant ist. Als Beispiele seien ein Abbau des Kraftwerkspersonals oder eine verhandelte Preisreduktion bei Brennstofflieferanten genannt. Anreiz zur Rationalisierung entsteht vor allem durch niedrigere Marktpreise und den damit verbundenen Kostendruck. Es liegt daher eine Umdrehung der Kausalität vor: Die Preissenkungen sind Ursache für Rationalisierungsmaßnahmen und die Kostensenkungen in Höhe des Rationalisierungspotenzials sind im Markt schon „eingepreist“.

288 Eine frühe Diskussion im Hinblick auf die Energiewirtschaft führte Janssen (1959) S. 106.

289Gründe liegen z.B. in der Diskriminierung von Händlern in der Netznutzung, der immer noch zu hohen Durchleitungsgebühren und ordnungspolitischen Maßnahmen wie der Braunkohleschutz­klausel. Beispielsweise wurde noch im Juli 2000 gerichtlich um die Nutzung der Netze der VEAG, Berlin durch den finnischen Fortum-Konzern gestritten; Quelle: TAM-Online vom 03.07.2000.

290 Vgl hierzu auch GP 1.3.3.1.

291 Vgl. Kreuzberg (1998) S. 63.

292 Vgl. Kreuzberg (1998) S. 43.

293 Diese sind nicht identisch mit den vertraglichen Handelsflüssen, hängen aber mit diesen zusammen.

294 Allerdings ist die Relevanz der einzelnen Länder für den deutschen Markt in regelmäßigen Abständen neu zu bestimmen, da sich die Handelsströme in Abhängigkeit der rechtlichen und ökonomischen Rahmenbedingungen ändern können.

295 Quelle: Angaben der Marktteilnehmer.

296Vgl. zu beiden Ansätzen Chevalier/Heidorn/Rütze (1999) S. 8-11.

297 Die Modelle gehen meist davon aus, dass die Preise lognormalverteilt sind. In der Praxis sind bei Strompreisen jedoch die Phänomene zu beobachten, die gegen die Annahme der Lognormalverteilung sprechen: Einerseits kommen Extremwerte häufiger vor als eine Lognormalverteilung zulassen würde, anderseits ergibt sich bei Strompreisen oft ein plötzlicher Ausbruch nach oben, wobei sich der Markt danach wieder auf seinen durchschnittlichen Preis zurück bewegt.

298 Erster verlässlicher Preisindex war der SWEP, der seit 10.03.1998 veröffentlicht wird.

299 Quelle: Angaben der Marktteilnehmer.

300 Auf eine Detaillierung ökonometrischer Modelle im Rahmen der nachfolgenden Aufgabenanalyse wird verzichtet. Die Modelle werden zwar mit zunehmender Marktreife an Bedeutung gewinnen. Für diese Arbeit bringen sie jedoch keinen Erkenntnisgewinn, da sie wie die technische Analyse auf historischen Daten basieren und somit einen vergleichbaren Informationsbedarf aufweisen.

301 Zur Forwardkurve vgl. Spilcke-Liss (2000) S. 57.

302 Beispielsweise ermittelt die Nachrichtengentur Platt’s die Price-Forwardkurve im Rahmen eines täglichen „Market Assessment“. Täglich werden Marktteilnehmer zu ihren An- und Verkaufskurven zu verschiedenen Zeitpunkten der Zukunft befragt und über den Dienst „Platt’s European Electricity Alert“ veröffentlicht.

303 Auf liquiden Märkten mit funktionierendem Spot- und Terminhandel würden alle zugänglichen preisrelevanten Informationen zu den Bestimmungsfaktoren von Angebot und Nachfrage in den Marktpreisen „eingepreist“ sein., d.h., alle Markteilnehmer haben die Informationen richtig verarbeitet und entsprechende Handelstransaktionen getätigt. Auf solch einem „perfekten“ Markt wäre obige Konstellation nicht möglich. In der Realität kommt ein perfekter Markt weder auf reifen Finanzmärkten noch auf einem Strommarkt in der Anfangsphase der Liberalisierung vor.

304 Vgl. Chevalier/Heidorn/Rütze S. 13.

305 Die ersten grundlegenden Arbeiten gehen auf Pierre Massé und Robert Gibrat im Jahre 1957 zurück. Mittels eines linearen Optimierungsmodells versuchten sie, Investitionsentscheidungen in kapitalintensiven Industrien, darunter die Elektrizitätswirtschaft, zu optimieren; vgl. Massé/Gibrat (1964).

306 Zwei Beispiele sind die Simulationsmodelle EUDIS und EIREM; vgl. Kreuzberg (1998) und Hoster (1996). Die konkrete Ausgestaltung von Optimierungsmodellen ist dem Bereich der Informations­verarbeitung zuzuordnen und daher nicht Gegenstand dieser Arbeit. Diese beschränkt sich vielmehr auf die Analyse der Bestimmungsfaktoren der Grenzkosten im Hinblick auf eine Strompreisprognose. Die Bestimmungsfaktoren können in Teilen mit den Inputfaktoren der Optimierungsmodelle übereinstimmen.

307 Vgl. Murphy (2000) S. 22-25.

308 Die technische Analyse hat den Charakter einer „self-fulfilling prophecy“, da ihre Schlussfolgerungen um so zutreffender werden, je mehr Marktteilnehmer sich daran orientieren.

309 Murphy (2000) S. 24.

310 Diese Unterscheidung gilt ebenfalls für die technische Analyse. Hier ist zu klären, ob die Charttechnik auch auf die anderen Energiemärkte angewendet wird oder auf den Strommarkt beschränkt bleibt.

311 Auf die Darstellung der Analyse mittels ökonometrischer Modelle wird verzichtet. Sie basiert wie die technische Analyse rein auf historischen Daten, so dass im Hinblick auf den Informationsbedarf kein Erkenntnisgewinn zu erwarten ist.

312 Vgl. GP 3.2.1.4.

313Beispielsweise berücksichtigen die Simulationsmodelle EUDIS und EIREM nur Deutschland, Frank­reich, Österreich, Schweiz, Benelux, Spanien, Portugal, Großbritannien, Italien, Skandinavien und Osteuropa; vgl auch Fußnote Error: Reference source not found.

314 Quelle: Angaben der Marktteilnehmer.

315 Zu den Kernmärkten vgl. GP 3.2.1.2.2.

316 Braunkohle wurde in Deutschland 1998 zu 98% im Inland gewonnen; vgl. Schiffer (1999) S. 56.

317Vgl. Auer (1998) S. 32.

318 Vgl. Schiffer (1999) S. 91.

319Quelle: Pressemeldung der HEW vom 06.06.2001, abrufbar über http://www.hew.de (Pressearchiv).

320 Durch die kraftwerksnahe Verstromung und den Konzernverbund besteht auf regionalen Teilmärkten kein direkter Wettbewerb und ein Wechsel zu anderen Energieträgern durch das Kraftwerk ist technisch nicht möglich. Die Braunkohle konkurriert daher lediglich über Kraftwerksneuinvestitionen mit anderen Energieträgern, insbesondere Steinkohle und Erdgas; vgl. Schiffer (1999) S. 225 und Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 53.

321 Gemessen an der weltweiten Fördermenge von 3,7 Mrd. t wurden 13 % bzw. 470 Mio. t gehandelt; vgl. Schiffer (1999) S. 226.

322 Vgl. Schiffer (1999) S. 107.

323 Vgl. Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 56-57.

324 Derzeit erfolgt die Subventionierung aus Mitteln des Bundeshaushaltes, die bis 2005 von derzeit 7 Mrd. DM auf 3,8 Mrd. DM zurückgeführt wird. Quelle: Gesetz zur Neuordnung der Steinkohle­sub­vention §1 Abs.2.

325Vgl. § 2 Abs.3 Gesetz zur Neuordnung der Steinkohlesubventionen vom 17.12.1997. Der Preis für Drittlandskohle wird nach § 2 Abs.3 des fünften Verstromungsgesetzes vom Bundesamt für Wirt­schaft ermittelt; vgl. Schiffer (1999) S. 225.

326 Der angegebene Wert bezieht sich auf den Durchschnitt der Ziele Mannheim, Karlsruhe Dortmund.

327 Beispielsweise führt der Anstieg des US$ um 22% vom Jahresmittel 1999 bis September 2000 auf Basis obiger Kostenstruktur zu einer 19% Steigerung des Kohlepreises.

328 Vgl. Auer (1998) S. 31. Der Autor beziffert den Unterschied auf 0,7 Pf/kWh.

329Vgl. Schiffer (1999) S. 234.

330 Vgl. Schiffer (1999) S. 226 und Pfaffenberger/Hensing/Ströbele (1998) S. 53.

331 Vgl. Gruß (1998) S. 2.

332 Der Autor liefert jährlich eine Zusammenstellung der Entwicklung von Angebot und Nachfrage auf dem Steinkohleweltmarkt in der Zeitschrift für Energiewirtschaft; vgl. z.B. Gruß (1998).

333 Ein Zeichen für den Reifegrad des Marktes ist der zunehmende Handel mit Frachtderivaten; vgl. http://www.ssy-online.com als Beispiel eines Teminmarktes.

334 Vgl. Pfaffenberger/Hensing/Ströbele (1998) S. 53.

335 Dies gilt nicht für den Binnentransport auf der Schiene, da dieser Markt noch durch das Monopol der Bundesbahn geprägt wird. Die Preisfindung orientiert sich hier an den Kosten der Bahn.

336 Vgl. Braess/Karasz/Chevalier (2000) S. 18.

337 Beispielsweise Nymex oder der OTC-Markt Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen (ARA).

338 Annahme: Verhältnis Spotmarkt zu Lieferverträgen bei Steinkohle 20:80 bei jährlicher Preisan­passung. Damit ergibt sich mathematisch eine mittlere Laufzeit bis Preisanpassung von 4,8 Monaten. Berück­sichtigt man zusätzlich die Transportdauer (ca. 1 Monat), ergibt sich Kosteneinfluss nach ca. 5-6 Monaten für die Betreiber der Kraftwerke.

339 Allerdings ist nicht gewährleistet, dass diese Vorreiterrolle angesichts des immer intensiveren Steinkohlehandels auch in Zukunft besteht.

340So hat sich im Bereich der öffentlichen Stromversorgung dieser Anteil zwischen 1995 und 1999 von 5% auf 7%¸ vgl. VDEW(2000) S. 79. Vom Leistungszugang aller im Bau befindlichen Neu- und Erweiterungsbauten zwischen 2000 und 2003 gehen 36% auf Gaskraftwerke zurück; vgl. ebenda S. 78.

341 Lediglich einige Kraftwerke für die industrielle Eigenerzeugung werden noch durch die Orts- und Regionalversorger bedient; vgl. Schiffer (1999) S. 148.

342 Vgl. Schiffer (1999) S. 246.

343 Diese Möglichkeiten wurden insbesondere durch die Wingas genutzt, die seit ihrem Markteintritt 1993 für Wettbewerb auf der Ferngasstufe sorgt. Sie hat zusammen mit ihrem russischen Partner Gazprom in verschiedenen Regionen ein eigenes Netz aufgebaut. Hatten Kunden Anschluss an das Netz der Wingas, konnten sie bereits unter alternativen Angeboten wählen..

344 Vgl. Braess/Karasz/Schumacher (2000) S. 16.

345 Vgl. Schulz (1996) S. 238.

346 Vgl. Schulz (1996) S. 239.

347 Vgl. Schiffer (1999) S.140

348 Verträge der Gaswirtschaft mit Großabnehmern der Industrie sehen bei einer Gesamtlaufzeit von 5-10 Jahren eine Preisanpassung im viertel- oder halbjährlichen Rhythmus; vgl. Schiffer (1996) S. 248.

349 Annahme: Anteil langfristige Lieferverträge 80% und Anpassung viertel- bis halbjährlich. Mathe­matisch ergibt sich daher eine mittlere Restlaufzeit bis Anpassung von 1,5-2,4 Monaten.

350 Dies die Meinung des RWI (Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirtschaftsforschung); vgl. die Presse­meldung von TAM-Online von 12.09.2000.

351 Vgl. Braess/Karasz/Chevalier (2000) S. 17.

352 Vgl. Binde (2000) S. 9.

353 Zu einer detaillierten Darstellung der einzelnen Schritte vgl. Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 94-96.

354 Bis 1994 war die Wiederaufbereitung in Deutschland per Gesetz vorgeschrieben; vgl. im Detail Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 98.

355 Inkl. Abklingzeit im Brennelementbecken; vgl. Dannert/Peehs (1996) S. 20.

356 Ein gebräuchliches Verfahren ist die Berechnung der Brennstoffkreislaufkosten auf Basis der gesamten angefallenen Kosten während der Lebensdauer des Kernkraftwerkes zu den heutigen Bar­werten; vgl. Schricker/Hertweck (1999) S. 33-34.

357 Rahmenbedingungen: Anreicherung 3,8% U_235; mittlerer Entladebrand 47 MWD/kg U, Gleichge­wichts­zustand des Reaktors.

358 Jede Uranlieferung in Europa muss der Behörde Euratom vorgelegt werden; vgl. Hensing/ Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 98.

359 Annahme: Preisanpassung in langfristigen Verträgen ca. 1-2 Jahre, Verhältnis Spotmarkt zu lang­fristigen Verträgen 10:90. Daraus ergibt sich eine mittlere Laufzeit bis zur Preisanpassung von 6-12 Monaten. Desweiteren wird ein Monat für Transport und Brennelementfertigung zugrunde gelegt.

360 Vgl. Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 94.

361 Hier existieren keine Marktpreise, sondern lediglich die fakturierten Preise der Brennelement­her­steller.

362Der Bereich Natururan folgt Marktmechanismen mit vergleichbaren Bestimmungsfaktoren wie die Steinkohle, dies soll aber hier nicht näher detailliert werden.

363 Es konnte eine kontinuierliche Steigerung des maximalen Abbrands erreicht werden. Seit 1982 beträgt die Steigerung bei Druckwasserreaktoren ca. 50%, bei Siedewasserreaktoren ca. 70%; vgl. Schricker/Hertweck (1999) S. 35.

364Zu denken wäre beispielsweise an eine Beteiligung der Unternehmen an den Kosten für Polizei­ein­sätze während der Castor-Transporte zu Zwischen-, Endlager- oder WA-Standorten.

365 Dies wäre erst bei der unrealistischen Annahme einer kompletten Leistungsabdeckung durch rege­nera­tive Energien denkbar.

366 Beispielsweise mussten 1998 in Deutschland zur Erzeugung von 3,8 GWh Strom aus Pumpspeicherkraftwerken 5,1 GWh aufgewendet werden; vgl. VDEW (1999) S. 20 und S. 80.

367 Berechnet auf Basis des Stromverbrauchs für Pumparbeit in 1998 nach VDEW (1999) S. 24 zu durchschnittlichen Brennstoffkosten aller nicht-regenerativen Energieträger.

368Es ist anzunehmen, dass sie die Kosten daher im Einzelhandel bzw. im Geschäft mit den Endverbrauchern weitergegeben werden.

369 Vgl. Hoster (1996) S. 49.

370 Vgl. ebenda

371 Vgl. Vitting (2000) S. 18.

372 Steuern bleiben in dieser Betrachtung ausgeklammert.

373 Beispielsweise haben französische Kernkraftwerke einen Vorteil von ca. 20% bei den Investitionskosten auf­grund der günstigeren Rahmenbedingungen für Genehmigungsverfahren, ge­ringeren Sicherheits­vor­schriften sowie der Mehrblockbauweise; vgl. Hoster (1996) S. 47.

374 So sind die spezifischen Investitionskosten eines Wasserkraftwerkes abhängig vom Kraftwerkstyp (Laufwasser oder Speicherkraftwerk) von der Geologie, Topografie und Kraftwerksleistung und können zwischen 1500 und 18000 DM/kVA liegen; vgl. Duarte/Fromm (1997) S. 7.

375 Aufgrund der bestehenden Überkapazitäten ist es allerdings sehr unwahrscheinlich, dass Neu­inves­titionen zur Deckung der Nachfrage getätigt werden müssen.

376Dies kann sich allerdings ändern, wenn auch längerer Fristen handelsüblich werden. Die überwiegende Mehrheit der Investitionen erfolgt hier vor allem in effiziente GuD-Kraftwerke. Ferner aufgrund der hohen Förderung in Kraftwerke auf Basis regenerativer Energien, sowie in den Ersatz alter Braunkohlekraftwerke, auf welche durch vertikale Integration mit den Braunkohleproduzenten nicht verzichtet werden kann; vgl. hierzu auch VDEW(2001) S 78.

377 Auch wenn eine Fertigstellung innerhalb 3 Jahren möglich ist, kann davon ausgegangen werden, dass der Großteil der Investitionskosten bereits „versunken“ ist.

378 Wenn man von den üblichen gesetzlichen Kündigungsfristen ausgeht.

379 Vgl. z.B. Schmitt/Ciesiolka/Düngen (1986) S. 29-31; die Autoren verwenden die finanz­mathe­matischen Größen vor dem Hintergrund eines internationalen Erzeugungskostenvergleichs.

380 Vgl. Pfaffenberger (1993) S. 174.

381 „Teuer“ im Sinne der kurzfristig variablen Kosten.

382 Adam entwickelt auf Basis dieser Bestimmungsgrößen ein Modell zur Auswahl optimaler Instandhaltungsstrategien; vgl. Adam (1989) S. 195-238.

383 Vgl. Kreuzberg (1999).

384 Es ist daher möglich, dass das Grenzkraftwerk im Ausland liegt.

385 Vgl. Kreuzberg (1998) S. 51.

386 Vgl. Döpke/Wagner (2000) S. 25.

387 In den Netznutzungsgebühren sind auch die Netzverluste abgedeckt.

388 Vgl. zum Benchmarking des VIK: http://www.vik-online.de.

389 Insbesondere durch die Furcht vor einer zentralen Regulierungsbehörde.

390 Vgl. Haag/Kartenbender/Maier (2000) S. 1.

391 Vgl. zum Folgenden Haag/Kartenbender/Maier (2000) S. 6-7. und S. 8-9.

392In allen Fällen handelt es sich um kurzfristig fixe Kosten, die über einen Zeitraum von ca. 0,5-2 Jahre beeinflussbar sein sollten. Änderungen in den Berechnungsmethoden werden nach ersten Erfahrungen mit der Verbändever­einbarung mit 3-6 monatlicher Verspätung umgesetzt.

393 Neben ökonomischen Gründen können Kraftwerke per Gesetz geschlossen werden. Beispielsweise wird in Deutschland der Ausstieg aus der Kernenergie per Gesetz verordnet.

394 Wird die Annahme steigender Durchschnittskosten oder konstanter Preise aufgehoben, so sind finanzmathematische Verfahren anzuwenden; z.B. die finanzmathematischen Durchschnittskosten, wie im vorigen Kapitel dargestellt.

395 Vgl. z.B. das Modell und die Ergebnisse von Hoster (1996) S. 316.

396 Vgl. die Regelung der Primär- und Sekundärreserve DVG (2000a) S. 9-11.

397 Üblich ist in der Auslegung des Kraftwerksparks, dass der Betreiber eines Kraftwerkparks seine Re­serve­kapazität so auslegt, dass damit der Ausfall des größten Kraftwerkes kompensiert werden kann.

398 Inklusive öffentlicher Sektor und Agrarwirtschaft.

399 Ohne Netzverluste. Quelle: Auf Basis Eurprog (1999) S. 168, VDEW (1999) S. 64.

400 Zur Detaillierung dieser Einsatzzwecke vgl. Schiffer (1999) S. 293-295.

401Eine Prognose wird regelmäßig durch das Basler Prognos-Institut im Auftrag des Bundeswirtschafts­minis­teriums erstellt. Demzufolge steht dem Zuwachs des Bruttostrombedarfs in den End­ver­brauchs­sektoren ein Rückgang in den Umwandlungssektoren, bedingt durch die Moder­nisierung des Kraft­werkparks und des damit verbundenen Rückgangs des Eigenverbrauchs sowie Effizienz­steiger­ungen bei elektrischen Geräten gegenüber. Entsprechend steigt der Brutto­strom­ver­brauch von 1997 bis 2020 um rd. 12%, entsprechend 0,5 % p.a. Innerhalb dieser lang­fris­tigen Ent­wicklung kann es zu starken kurz- und mittelfristigen Schwankungen kommen; vgl. Prognos (1999).