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3.2.2.1.1.3Kraftwerkseinsatz

Neben den Kosten werden die Grenzkosten durch die Kraftwerkseinsatzfolge bestimmt. Wie Tabelle 33 zeigt, wird nur ein Teil der technisch vorhandenen Leistung der Kraftwerke auch zur Abdeckung der Last eingesetzt.

Tabelle 33: Leistungsbegriffe



Brutto-Nennleistung

Höchste Dauerleistung, für die eine bzw. mehrere Anlagen ausgerichtet ist

-Eigenbedarfsleistung

Elektrische Leistung der Neben- und Hilfsanlagen

=Netto-Nennleistung

Leistung der Anlage, die zur Netzeinspeisung eingesetzt werden kann

-Nicht verfügbare Leistung

Leistung, die zum Einspeisezeitpunkt nicht verfügbar ist (z.B. Wartung)

=Verfügbare Leistung

Gesamte Leistung, die zum Zeitpunkt für die Netzeinspeisung eingesetzt werden kann

- vertraglich vergebene Leistung

Vertrag­lich zugesicherte Verkaufsleistung an externe Handelspartner

+ vertraglich verfügbare Bezugsleistung

Vertraglich zugesicherte Zukaufsleistung von externen Handelspartnern

-Reserveleistung

Leistungsreserve zur Abdeckung von Ausfällen

=Gesicherte Leistung

Leistung, die zur Deckung der Nachfrage eingesetzt werden kann

Quelle: nach Pfaffenberger (1993) S. 133.

Ziel des Analysten ist es, die gesicherte und ggf. die verfügbare Leistung des gesamten Kraftwerkparks in eine Einsatzfolge zu überführen.

Eine Änderung der Einsatzfolge bewirkt eine Drehung der Angebotskurve mit den entsprechenden preislichen Auswirkungen. Es bestehen vier Möglichkeiten, die eine Änderung der Einsatzfolge verursachen können.


  • Änderung der relativen kurz- und langfristigen Durchschnittskosten der Kraftwerke untereinander

  • Verfügbarkeitsschwankungen

  • Veränderungen von Handelsbeschränkungen

  • Kraftwerksneubau und –stilllegungen (Kraftwerksstrukturveränderungen)

Im Folgenden wird auf die erste Möglichkeit nicht mehr eingegangen, da diese im Rahmen der Energieträger- und Kraftwerkskosten bereits ausführlich behandelt wurde.

Verfügbarkeitsschwankungen

Verfügbarkeitsschwankungen können Grenzkosten und damit Preise kurzfristig stark beeinflussen. Gründe für die Schwankungen können ungeplante Störungen oder geplante Wartungs-, Revisions- und Instandsetzungsmaßnahmen an den Kraftwerken sein. Darüber hinaus kann der Erzeugungsbeitrag von Kraftwerken mit regenerativen Energiequellen, insbesondere Wasserkraftwerke, aber auch Windkraftwerke, in Abhängigkeit der Verfügbarkeit des Energieträgers stark schwanken. Geht eine Erzeugungseinheit bei konstanter Last vom Netz bzw. erbringen bestehende Wasserkraftwerke, z.B. infolge eines trockenen Sommers, eine geringere Leistung, rücken Kraftwerke mit höheren variablen Kosten in der Einsatzreihenfolge auf, um den Ausfall zu kompensieren. Starken Einfluss auf den Preis hat der Ausfall großer Grundlastkraftwerke, da hier der stärkste Kompensationsbedarf durch teurere381 Kraftwerke besteht. In ähnlicher Weise wird die Verfügbarkeit von Kraftwerken, die auf Basis der Kraftwärmekopplung arbeiten, von der Temperatur beeinflusst. Wird an warmen Tagen weniger Fernwärme nachgefragt, reduziert der Betreiber die Leistung der Heizkraftwerke, mit der Folge dass weniger Stromleistung angeboten werden kann. Makroökonomisch bedeutet ein Ausfall eine Drehung der Angebotskurve nach oben mit entsprechend Preis steigernder Wirkung.

Im Gegensatz zu ungeplanten Störungen und Verfügbarkeitsschwankungen regenerativer Energien unterliegen geplante Stopps zur Durchführung von Instandhaltungs­maßnahmen einem ökonomischen Kalkül. Nach Adam sind die wesentlichen Entscheidungsparameter die Verfügbarkeitsanforderung, die Ausfallfolgekosten und das Ausfallverhalten der Kraftwerke.382 Auf Basis dieses Kalküls haben sich in der Energiewirtschaft typische Instandsetzungsstrategien herauskristallisiert, die in Abhängigkeit der Anlagenart, des Einsatzzwecks (Grund-, Mittel- und Spitzenlast) und des Anlagenalters spezifische vorbeugende Instandhaltungsmaßnahmen erfordern.

Abbildung 33 zeigt das Beispiel der Revision eines Gas- und Dampf (GuD) -Kraftwerkes nach 48.000 Betriebsstunden.

Abbildung 33: Zeitaufwand einer typischen GuD-Revision nach 48.000 Stunden Betriebszeit

Quelle: Demkoski (2000) S. 23.

Die Kraftwerksverfügbarkeit ist der beobachtungsorientierten Analyse und in Teilbereichen einer Modellierung zugänglich. Im ersten Fall besteht die Möglichkeit, Informationen über Eintritt, Dauer und Kapazitätsminderung von geplanten und ungeplanten Produktionsstopps zu analysieren. Es bestehen höchste Anforderungen an die Aktualität, da ein Ausfall unmittelbar auf die kurzfristigen Grenzkosten wirkt. Im zweiten Fall besteht die Möglichkeit, die Instandhaltungsmaßnahmen durch eine Modellierung des Betreiberverhaltens zu antizipieren. Inputfaktoren des Modells sind Dauer und Anfall typischer Instandhaltungsmaßnahmen (z.B. Jahresrevision) für die verschiedenen Kraftwerksarten im Lebenszyklus sowie vergangene Instandhaltungsmaßnahmen pro Kraftwerk. Auf diese Art lässt sich ein geplanter Produktionsstopp, nicht aber eine Störung, längerfristig antizipieren und verhindern, dass der Analyst von geplanten Kraftwerksengpässen überrascht wird. Der Informationsbedarf kann gemäß Tabelle 34 in der bisherigen Systematik beschrieben werden.

Tabelle 34: Informationsbedarf zur Bestimmung der Auswirkungen von Schwankungen der Kraftwerksverfügbarkeit

Bestimmungs­faktoren

Indikatoren für …

Beobachtungsorientierte Analyse

Satellitenmodell

Verfügbarkeit

  • Ungeplante Downs

  • Geplante Stopps (Instandhaltung)

  • Pegelstände/Wetter

  • Kraftwerkspark nach Art, Fahrweise, Alter

  • Vergangene Instand­setzungsmaß­nahmen je Kraftwerk

  • Erfahrungswerte zu typischen Instandsetzungs­maßnahmen nach Kraftwerksart, Fahrweise und Lebensdauer

Quelle: Eigene Darstellung

Handelsbeschränkungen

Handelsgeschäfte sorgen in einem liberalisierten Strommarkt für die Koordination des Kraftwerkseinsatzes innerhalb der regionalen Teilmärkte bzw. Spannungsebenen. Sie werden ökonomisch motiviert, wenn der Einkaufspreis zuzüglich Transportkosten niedriger ist als die Grenzkosten der Erzeugung eigener Kraftwerke.383 Voraussetzung ist, dass keine rechtlichen Restriktionen oder Engpässe in der Transferkapazität vorliegen. Beispielsweise können Stromimporte deutsche Kraftwerke in der Einsatzreihenfolge nach hinten drängen, wenn der Importpreis zuzüglich Transportkosten und Netzverluste niedriger ist als die Grenzkosten der Erzeugung inländischer Kraftwerke.384 Makroökonomisch bedeuten Stromimporte eine Abflachung der Angebotsfunktion und damit eine tendenzielle Absenkung des Preisniveaus. Herrschen keine Engpässe und sind Übertragungs­kapazitäten ohne Leitungsverluste und ohne Übertragungsgebühren verfügbar, werden sich die Preise durch örtliche Arbitrage sogar identisch entwickeln. Abbildung 34 illustriert die Preisbildung anhand der Grenzkosten zweier Märkte A und B zunächst im Autarkiemodell ohne Freihandel, d.h., nur die eigenen Produktionskapazitäten werden verwendet. Im Falle von Freihandel ohne Handelsrestriktionen werden die nationalen Erzeugungskapazitäten so weit ausgelastet, dass einerseits in beiden Märkten die gleichen Grenzkosten herrschen, andererseits die Last voll gedeckt ist.



Kreuzberg zeigt, dass es im Vergleich zum Marktergebnis bei Freihandel zu einer geringeren preislichen Angleichung kommt, wenn Handelshemmnisse in Form von Leitungsverlusten, beschränkter Übertragungskapazität und Übertragungstarifen vorliegen.385 Daneben können rechtliche Handelshemmnisse bestehen, jedoch ist davon auszugehen, dass diese im Zuge der Liberalisierung des gesamten europäischen Strombinnenmarktes in den Folgejahren gänzlich verschwinden werden.

Abbildung 34: Prinzip der Strompreisbildung zu Grenzkosten im Falle von Autarkie und perfektem Freihandel



Quelle: Kreuzberg (1998) S. 51.

Als Zwischenfazit kann daher festgehalten werden, dass Importe und Exporte die Kraftwerkseinsatzfolge beeinflussen, sie jedoch das Ergebnis der Ausprägungen von Kosten, Verfügbarkeit, Handelsbeschränkungen und Kraftwerksstruktur sind. Geht man von konstanter Kraftwerks- und Kostenstruktur aus, so können Änderungen der Einsatzfolge als Folge von Importen und Exporten nur durch veränderte Handelsbeschränkungen, d.h., durch das Auftreten von Netzengpässen, sowie einer absoluten Änderung der Netzkosten inkl. Verluste bewirkt werden.



Netzengpässe können aufgrund existierender knapper Transferkapazitäten und spezifischer Laststrukturen konstant bestehen oder durch Störungen und Lastflüsse vorübergehend auftreten. Kapazitätsengpässe bestehen jedoch im deutschen Marktumfeld lediglich an den Grenzübergängen in die Niederlande, Polen und der tschechischen Republik.386 Konstant bestehende Engpässe sind eingepreist. Preisrelevant sind daher nur die Kapazitätsveränderungen in diesen Engpassbereichen sowie vorübergehende Engpässe. Nach deren Beseitigung wird sich das Preisniveau schnell wieder auf normales Marktniveau einpendeln. Für den Händler ist es daher von Bedeutung, die Veränderungen der Transferkapazitäten in den konstant bestehenden Engpassbereichen sowie die kurzfristig auftretenden Engpässe zu beobachten und deren Auswirkungen auf den Preis zu analysieren. Die modellorientierte Analyse auftretender Engpässe erfordert eine genaue Kenntnis der Lastflüsse und ist daher nur den Netzbetreibern zugänglich.

Netzkosten werden über die Netznutzungsgebühren determiniert. Netznutzungs­gebühren werden üblicherweise durch die Netzbetreiber veröffentlicht und orientieren sich an deren Kosten. Die Berechnung der Gebühren auf Basis der angefallenen Kosten kann unterschiedlich erfolgen. In Deutschland wird ein Rahmen zur Kostenkalkulation in der Verbändevereinbarung festgelegt, wobei die Netzbetreiber bestehende Kalkulationsfreiräume zu ihren Gunsten ausnutzen können und dies auch tun.387 Ferner wird als Anreiz zur Kostensenkung das „Kosten-Benchmarking“ strukturell vergleichbarer Netzbetreiber angeregt, mit dessen Hilfe Hinweise auf eine rationelle Betriebsführung gewonnen werden können, ohne konkrete Sanktionsmechanismen damit zu verbinden. Insgesamt bestehen drei Möglichkeiten, wie eine Veränderung der Netzgebühren erfolgen kann. Veränderungen der Gebühren können zum einen durch Änderung der Ermittlungsmethode herbeigeführt werden. Hier sind einfache Änderungen an dem Kalkulationsrahmen bis zur Abschaffung der Kostenorientierung denkbar. Die zweite Möglichkeit besteht in einer veränderten Ausnutzung des vorhandenen Kalkulationsspielraums durch die Betreiber. Dies ist vor allem dann zu erwarten, wenn ein Benchmarking der Netznutzungsgebühren, wie es beispielsweise durch den VIK durchgeführt wird, hohe nicht durch Kosten erklärbare Unterschiede aufzeigt.388 Durch die hohe Aufmerksamkeit in der Fachpresse und der Politik steigt der Druck, die eigene Kostenkalkulation nochmals zu „überdenken“.389

Zum dritten können Veränderungen der Netzgebühren durch die Realisierung von Kostensenkungspotenzialen auf Seiten der Netzbetreiber erzielt werden, sofern diese an die Nutzer weitergegeben werden. Haag/Kartenbender/ Maier haben die Kostenstruktur von Netzbetreibern nach beeinflussbaren Kosten mit dem Ziel untersucht, Rationalierungspotenziale zu identifizieren.390 Die Ergebnisse können wie folgt zusammengefasst werden:391



  • Im Übertragungsbereich wird Potenzial zum einen im Rückbau von Altanlagen und redundant ausgelegten Netzen gesehen. Zum anderen können Betriebskosten durch Nutzung von Synergien mit regionalen Stromverteilern bei Störungsbehebung, Inspektion und Wartung sowie durch eine Reduktion der Leistungstiefe in den genannten Bereichen gesenkt werden

  • Im Verteilungsbereich sehen die Autoren ebenfalls Potenziale in einer Verringerung der Leistungstiefe, wobei vor allem das Zählerwesen zur Disposition steht. Größter Hebel dürfte aber in einer „risikoreicheren Ressourcenallokation“ liegen, was letztlich eine Rückführung von Netzkapazität und Instandhaltungsniveau bei gleicher Anlagenverfügbarkeit impliziert.

Neben der einfachen Beobachtung von veränderten Netzgebühren hat ein Marktanalyst die Möglichkeit, die Entwicklung der Gebühren über die Netzkosten und die Ermittlungsmethodik zu modellieren. Sofern die Netzkosten nicht verfügbar sind, können Veränderungen über Indikatoren geschätzt werden. Beispiele sind in Kapazitätsabbau, Kooperationen bzw. Zusammenschlüssen mit anderen Netzbetreibern oder größeren Vertragsabschlüssen mit externen Dienstleistern zu sehen.392 Ferner können hohe Unterschiede in den Netzgegebühren als Indikator für eine Veränderung angesehen werden.

Tabelle 35: Informationsbedarf zur Bestimmung der Auswirkungen von Handelsbeschränkungen



Bestimmungs­faktoren

Indikatoren für …

Beobachtungsorientierte Analyse

Satellitenmodell

Netzengpässe

  • Veränderungen der Nettotransferkapazität in Engpassbereichen

  • Vorübergehend auftretende Netzengpässe

Nur für Netzbetreiber möglich

Netzgebühren

  • Veränderungen der innerdeutschen und grenzüberschreitenden Netznutzungsgebühren

  • Veränderungen der Gebührenermittlung

  • Signifikante Veränderungen von Betriebs- und Kapitalkosten der Netzbetreiber (über Indikatoren oder direkt)

  • Benchmarks zur Unterschiedlichkeit innerdeutscher und grenzüberschreitender Netznutzungsgebühren

Quelle: Eigene Darstellung

Kraftwerksstrukturveränderungen

Die Struktur des Kraftwerkparks verändert sich, wenn Investitionen in neue Kraftwerke getätigt oder Kraftwerke stillgelegt werden. Darüber hinaus kann es zu Verschiebungen zwischen Reserve- und gesicherten Kapazitäten kommen.

Investitionen in Kraftwerke mit niedrigeren variablen Kosten drängen Kraftwerke mit höheren variablen Kosten in der kurzfristigen Einsatzreihenfolge nach hinten. Der Effekt ist, dass die kurzfristige Angebotskurve flacher und damit der Preis fallen wird. Analog können Stilllegungen dazu führen, dass die Angebotskurve steiler und damit der Preis steigen wird. Wie im vorigen Kapitel dargestellt, sind aufgrund der langen Bauzeiten nur Investitionen in Gaskraftwerke für die Preisprognose relevant, da nur diese innerhalb der üblichen Frist von Handelsgeschäften gebaut werden. Die Investitions- bzw. Still­legungsentscheidung basiert auf dem ökonomischen Kalkül des Betreibers, das bereits der Grenzkostenregel zugrunde liegt.393 Die Entscheidung in ein neues Kraftwerk zu investieren, wird getroffen, wenn die erwarteten Erlöse die erwarteten Kosten übersteigen und der Betreiber eine angemessene Rendite erwirtschaften kann. Analog wird er ein Kraftwerk schließen, wenn die erwarteten Erträge nicht mehr die erwarteten beeinflussbaren Kosten decken. Geht man bei zunehmender Lebensdauer von steigenden beeinflussbaren Durchschnittskosten eines Kraftwerkes und konstanten Preisen für Strom aus, so kann man das individuelle Entscheidungskalkül mit Hilfe von Abbildung 35 vereinfacht darstellen.394 Auf Basis dieses Kalküls lassen sich Stilllegungsentscheidungen modellieren.395

Abbildung 35: Vereinfachtes ökonomisches Kalkül eines Kraftwerksbetreibers in der Stilllegungsentscheidung



Quelle: Eigene Darstellung

Der Informationsbedarf liegt daher bei einfacher beobachtungsorientierter Analyse in Fakten zu Investitionen und Stilllegungen innerhalb der nächsten 3 Jahre. Wie im vorigen Kapitel dargestellt, wirkt sich die Investitionsentscheidung frühestens nach ca. neun Monaten, die Stilllegungsentscheidung nach frühestens drei Monaten auf die kurzfristigen Grenzkosten aus. Längerfristige Prognosen können durch Modellierung des individuellen Entscheidungsverhaltens der Kraftwerksbetreiber antizipiert werden. Inputfaktoren sind die Energieträger- und Kraftwerkskosten, wie sie bereits in den vergangenen Kapiteln dargestellt wurden. Hinzu kommt die Forwardpreiskurve als Indikator für künftige Erlöse.

Neben Kraftwerkszu- und -rückbau kann sich die gesichert einsetzbare Leistung ändern, wenn sich die Anforderungen an die Leistungsreserve zur Abdeckung von Verfügbarkeitsschwankungen ändern. Diese werden durch die Sicherheitsanforderungen an das Erzeugungssystem bestimmt. Mindestanforderungen werden durch das euro­päische Verbundsystem an die Kraftwerke vorgegeben.396 Die Regelungen sind fest definiert, größere Änderungen sind hier nicht zu erwarten.397 Relevante Änderungen in der Reservehaltung ergeben sich dann, wenn sich Eigentumsstrukturen ändern. Zwei selbständige Stromerzeuger müssen jeweils ihre eigene Reservekapazität vorhalten, im Falle eines Zusammenschlusses kann die Reservekapazität reduziert und die frei werdende Reserveleistung dann in der Einsatzplanung berücksichtigt werden. Es handelt sich meist um Kraftwerke mit niedrigen Kapazitätskosten und hohen Brennstoffkosten, so dass tendenziell andere Spitzenlastkraftwerke in der Einsatzfolge nach hinten gedrängt werden könnten, d.h., die Angebotskurve im obersten Teil etwas flacher wird. Somit besteht zusätzlicher Informationsbedarf zur Beobachtung bzw. Modellierung der Reserveanforderungen hinsichtlich Eigentumsveränderungen, insbesondere in Zusammenhang mit größeren Fusionen.

Tabelle 36: Informationsbedarf zur Bestimmung der Auswirkungen von Kraftwerks­struktur­veränderungen



Bestimmungsfaktoren

Indikatoren für …

Beobachtungsorientierte Analyse

Satellitenmodell

Investitionen und Stilllegungen

  • Investitionen in neue Kraftwerke mit Fertigstellung innerhalb von 3 Jahren

  • Stilllegungen

  • Energie und Kraftwerkskosten
    (analog zu oben)

  • Forwardpreiskurve

Reserveanforderungen

  • Veränderungen der Reserve­anforderungen des Verbundes

  • Änderungen der Eigentumsverhältnisse, insbesondere durch Fusionen

Quelle: Eigene Darstellung


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