IEWT 2013_NEUBARTH_Langfassung - EEG

8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
BEWERTUNG DER ERLÖSSITUATION VON
WASSERKRAFTPROJEKTEN AM BEISPIEL DER
NEUBAUVORHABEN INNERVILLGRATEN UND
OBERE ISEL
Dipl. Ing. Dr. techn. Jürgen Neubarth 1
1 e3 consult, Andreas-Hofer-Straße 28a, 6020 Innsbruck, +43 (0)512 908892,
j.neubarth@e3-consult.at, www.e3-consult.at
Kurzfassung:
Die aus Sicht eines Wasserkraftwerkbetreibers ungünstigen Entwicklungen der Preise im
Strommarkt führen vor allem bei potenziellen Investoren von Neubauprojekten zu Unsicherheiten,
die eine Entscheidung über den Bau von Wasserkraftanlagen maßgeblich beeinflussen
können. Gerade für Wasserkraftwerke, die typischerweise eine sehr lange Planungsund
Genehmigungs- sowie Bauphase haben, können die aktuellen Spot- und Forward-
Notierungen im Strommarkt im Rahmen einer Investitionsentscheidung jedoch nur eingeschränkt
berücksichtigt werden, da diese nicht notwendigerweise die langfristige Entwicklung
der Erlöspotenziale von Wasserkraftanlagen widerspiegeln.
Neben vergleichsweise niedrigen CO 2 - und Gaspreisen hat vor allem der unerwartet starke
Zubau an erneuerbaren Energien in Deutschland die Großhandelspreise im deutschösterreichischen
Marktgebiet unter Druck gesetzt. Auch wenn kurzfristig eine nachhaltige
Erholung der Börsenstrompreise nicht zu erwarten ist, kann insbesondere von einer klimapolitisch
gewollten Erhöhung der CO 2 -Preise ein positiver Impuls ausgehen, so dass zumindest
für den Zeitraum 2020/2030 wieder mit einem Anstieg der jahresmittlerern Strompreise zu
rechnen ist. Während jedoch Speicherkraftwerke ihren Einsatz so optimieren können, dass
gegenüber dem mittleren Spotpreis ein „Upside“ erwirtschaftet wird, werden vor allem Laufwasseranlagen
mit einer hohen Sommererzeugung von der zunehmenden PV-Stromerzeugung
negativ beeinflusst werden. Zusätzlich werden von den in Diskussion befindlichen
regulatorischen Anpassungen im Marktdesign insbesondere Speicherkraftwerke profitieren,
wenn bspw. über Kapazitätsmärkte die Bereitstellung gesicherter Leistung vergütet wird.
Im Vergleich der exemplarisch analysierten Neubauprojekte Innervillgraten und Obere Isel
können damit trotz eines verhältnismäßig kleinen Speichervolumens mit dem Kraftwerk Obere
Isel um 15 - 20 % höhere spezifische Erlöse als mit dem Kraftwerk Innervillgraten erzielt
werden Die zusätzlichen Erlöspotenziale für das Speicherkraftwerk Obere Isel im Intradayund
Regelenergiemarkt bestätigen dabei die zukünftig wieder deutlich steigende energiewirtschaftliche
Wertigkeit von Speicherkraftwerken.
Keywords: Wasserkraft, Strompreiseffekte erneuerbarer Energien, Speicher, Kraftwerksbewertung
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8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
1 Einleitung und Fragestellung
Der Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EE) wird heute auf europäischer
Ebene als wesentlicher Hebel zur langfristigen Reduzierung der Treibhausgasemissionen
betrachtet. Entsprechend den von der EU für 2030 und 2050 geplanten bzw. in Diskussion
befindlichen Klimazielen könnte der Anteil erneuerbarer Energien an der europäischen
Stromerzeugung bis 2030 auf 45 % und bis 2050 auf über 80 % steigen [5]. Auf Grund der
gegenüber Wasserkraft, Biomasse und Geothermie deutlich höheren Ausbaupotenziale werden
dabei Wind- und Sonnenenergie den größten Beitrag zum Ausbau der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien in Europa leisten [1].
In Österreich besteht demgegenüber noch ein vergleichsweises hohes technischwirtschaftliches
Ausbaupotenzial zur Stromerzeugung aus Wasserkraft (rd. 18 – 20 TWh/a
[2]), das nach den Plänen der Bundesregierung sowie der Landesregierungen zum Teil in
den kommenden Jahren auch ausgebaut werden soll. Neben einem quantitativen Beitrag zu
den österreichischen Erneuerbaren-Zielen können dabei vor allem Speicherkraftwerke durch
die Möglichkeit einer bedarfsorientierten Betriebsweise sowie ihre schnelle Regelfähigkeit
zusätzlich einen qualitativen Beitrag zur effizienten Integration der schwankenden und nur
eingeschränkt prognostizierbaren Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie leisten. U. a.
definiert daher auch die Europäische Kommission in ihrer Energy Roadmap 2050 [3] sowie in
ihrem Energy Infrastructure Priorities for 2020 [4] im Ausbau der Speicherkapazitäten in Europa
einen wichtigen Baustein zur Umsetzung der EU Energie- und Klimaziele.
Im Gegensatz zu diesen mittel- und langfristig prinzipiell sehr positiven energiewirtschaftlichen
Randbedingungen für den Bau neuer Wasserkraftwerke haben sich die Preise im
Strom- und z. T. auch im Regelenergiemarkt aus Sicht der Wasserkraft in den letzten drei bis
vier Jahren tendenziell ungünstig entwickelt und führen vor allem bei potenziellen Investoren
von Neubauprojekten zu Unsicherheiten, die eine Entscheidung über den Bau von Wasserkraftanlagen
maßgeblich beeinflussen können. Gerade für Wasserkraftwerke, die typischerweise
eine sehr lange Planungs- und Genehmigungs- sowie Bauphase haben, können die
aktuellen Spot- und Forward-Notierungen im Strommarkt im Rahmen einer Investitionsentscheidung
jedoch nur eingeschränkt berücksichtigt werden, da diese nicht notwendigerweise
die langfristige Entwicklung der Erlöspotenziale von Wasserkraftanlagen widerspiegeln.
Vor diesem Hintergrund stellt dieser Beitrag die Ergebnisse einer Analyse der Entwicklung
des mittel- und langfristigen Marktumfelds für Wasserkraftprojekte in Österreich vor und zeigt
anhand von zwei konkreten Neubauvorhaben wie sich diese Entwicklung auf die Bewertung
der Erlössituation und damit die Wirtschaftlichkeit von Wasserkraftprojekten auswirken kann.
2 Marktumfeld für Wasserkraftprojekte
Die Wirtschaftlichkeit eines Wasserkraftprojekts wird grundsätzlich von einer Reihe unterschiedlicher
Faktoren und den daraus ableitbaren Risiken bestimmt, die sich vereinfachend
in die kostenbestimmenden Aspekte Bau & Betrieb sowie Finanzierung und den erlösbestimmenden
Aspekt „Strompreis“ zusammenfassen lassen. Im Folgenden werden hierzu die
aktuellen Entwicklungen im Strommarkt analysiert sowie ein Ausblick auf das mögliche zukünftige
Marktumfeld für Wasserkraftanlagen gegeben.
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8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
2.1 Aktuelle Entwicklung im Strom- und Regelenergiemarkt
Insgesamt befinden sich die Strompreise derzeit sowohl im Spot- als auch Forwardmarkt auf
einem vergleichsweise moderaten Niveau und liefern damit im Gegensatz zu den mittel- und
langfristig an sich sehr positiven energiewirtschaftlichen Randbedingungen keine eindeutigen
Investitionssignale für den Bau neuer Wasserkraftanlagen. Abbildung 1 zeigt hierzu die
Spotpreise der Jahre 2001 bis 2012 sowie die Forwardnotierungen 2013 bis 2018 für das
Marktgebiet Deutschland/Österreich im Geldwert des Jahres 2012 1 .
[€ 2012 /MWh]
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
29,5
27,1
35,0
33,2
52,3
56,9
41,7
69,9
2015
2016
2017
2018
41,1
46,2
51,4
42,7
44,0
44,4
43,7
43,8
44,0
43,9
EEX/EPEX-Spotmarkt Day Ahead
EEX-Forward
Abbildung 1: Jahresmittlere EEX/EPEX Day Ahead Spotmarktpreise und EEX Baseload-Forwards für
Deutschland/Österreich (reale Preise im Geldwert 2012; Daten [5])
Die nicht nur aus Sicht der Wasserkraft tendenziell ungünstige Entwicklung der Preise im
Strommarkt lässt sich nicht nur im Marktgebiet Deutschland/Österreich sondern in praktisch
allen europäischen Ländern feststellen. Die Ursachen hierfür liegen zum einen in den aktuell
niedrigen Preisen für Erdgas und CO 2 -Zertifikate. Zum anderen wird die Preisbildung im
deutsch-österreichischen Spotmarkt durch den starken Zubau der erneuerbaren Energien
wesentlich beeinflusst (sog. Merit Order-Effekt). Dies führt u. a. zu einer Reduzierung der
Peak-Preise während der Mittagszeit bei hoher PV-Einspeisung sowie sehr niedrigen – teilweise
sogar negativen – Strompreisen während lastschwachen Zeiten an Wochenenden
oder der Nacht und gleichzeitig hoher Windstromerzeugung. Abbildung 2 zeigt dies am Beispiel
der EPEX-Spotpreise für das Marktgebiet Deutschland/Österreich sowie der Wind- und
PV-Stromerzeugung in Deutschland zwischen 18. und 24. Juni 2012.
1
Forwardnotierungen als Phelix Baseload Year Future (Mittelwert Dezember 2012); Indexierung über VPI 2000 bzw. ab 2013
jährliche Preissteigerung von 2 % unterstellt.
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70
60
50
40
30
20
10
0
30000
€/MWh]
1 25 49 73 97 121 145
[MW]
PV „drückt“ Spotpreis
Wind „drückt“ Spotpreis
Mo Di Mi Do Fr Sa So
20000
10000
0
1 25 49 Solar Wind 73 Solar+Wind 97 121 145
Abbildung 2: EPEX Day Ahead-Spotpreise für das Marktgebiet Deutschland/Österreich sowie Windund
PV-Stromerzeugung in Deutschland vom 18. - 24. Juni 2012 (Daten [5], [6])
Vor allem die hohe mittagszeitliche Einspeisung aus PV-Anlagen führt in den Sommermonaten
zu einer kontinuierlichen „Erosion“ der in der Vergangenheit in diesen laststarken Zeiten
auftretenden Strompreisspitzen und damit zu einem auf Jahressicht moderaten mittleren
Strompreis. Die aktuellen Notierungen im deutsch/österreichischen Forwardmarkt zeigen
dabei auch für die kommenden Jahre keine Erholung der Strompreise, da mögliche Effekte
steigender Brennstoff- und CO 2 -Kosten durch den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien
kompensiert werden. Allerdings bestehen in dieser vom Markt erwarteten Entwicklung
erhebliche Schwankungen und damit Unsicherheiten, wie in Abbildung 3 am Beispiel der
Notierungen des Forwards für das Lieferjahr 2014 aus den vergangenen 5 Jahren zeigt.
Abbildung 3: EEX Phelix Baseload Year Futures für 2014 [5]
Im Gegensatz zu Laufkraftwerken können Speicherkraftwerke neben dem Strom- auch im
Regelenergiemarkt vermarktet werden. Grundsätzlich stehen den Erlösen am Regelenergiemarkt
jedoch Mindererlöse am Spotmarkt entgegen, da die Erzeugungsleistung eines
Kraftwerks nicht uneingeschränkt in beiden Märkten vermarktet werden kann. Trotzdem hat
sich in der Vergangenheit der Regelenergiemarkt zu einer attraktiven Vermarktungsoption für
Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke entwickelt, da die Erlöse z. T. deutlich über dem
Strommarkt lagen. Parallel zur Entwicklung an den Strommärkten haben sich in den letzten
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Jahren jedoch auch in einzelnen Segmenten der Regelenergiemärkte die Preise tendenziell
nach unten bewegt – vor allem die Preise am Minutenreservemarkt befinden sich heute
deutlich unter dem Niveau der vergangenen Jahre. Abbildung 4 zeigt hierzu beispielhaft die
Entwicklung der Preise für die Vorhaltung von Regelleistung (Leistungspreis) in Deutschland.
Sekundärregelleistung
Positive Minutenreserve
Negative Minutenreserve
Abbildung 4: Entwicklung der Leistungspreise im deutschen Regelenergiemarkt für Sekundärregelleistung
(oben) und Minutenreserve (unten) [7]
Neben der unmittelbaren Beeinflussung der Regelleistungspreise durch den Strommarkt
wurde die Entwicklung der Preisstruktur am deutschen Regelenergiemarkt vor allem durch
die signifikante Reduzierung des Regelleistungsbedarfs sowie ein grundsätzlich steigendes
Angebot an regelfähigen Kraftwerken bestimmt. In Abhängigkeit vom tatsächlichen Angebot
an regelfähigen Kraftwerken bilden sich jedoch immer wieder Phasen mit sehr hohen Preisen,
insbesondere für die Bereitstellung negativer Regelleistung, aus.
Im Gegensatz zum Strommarkt, wo über die Forward-Notierung eine kurz- und mittelfristige
Einschätzung der Preisentwicklung gegeben ist, gibt es für den Regelenergiemarkt keine
entsprechenden Märkte, da die Ausschreibungen und damit Preisbildungen meist täglich
oder wöchentlich erfolgen. Durch die in der Vergangenheit gegebene Korrelation der Preise
im Regelenergiemarkt mit den Preisen im Spotmarkt kann jedoch davon ausgegangen werden,
dass sich die Preise eher moderat entwickeln werden, wobei wie in der Vergangenheit
kurzfristige Preisausschläge nicht auszuschließen sind.
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2.2 Ausblick 2020/2030
Gerade für Wasserkraftwerke, die typischerweise eine sehr lange Planungs- und Genehmigungs-
sowie Bauphase haben (6 – 10 Jahre), können die aktuellen Spot- und Forward-
Notierungen im Strommarkt jedoch nur eingeschränkt im Rahmen einer Investitionsentscheidung
herangezogen werden, da diese nicht notwendigerweise die langfristige Entwicklung
der Marktpreise widerspiegeln. Häufig erfolgt die wirtschaftliche Bewertung von Kraftwerken
daher mit Hilfe von langfristigen Strompreisprognosen, die auf Grundlage sog. Fundamentalmodelle
erstellt werden. Wesentliche Eingangsgrößen in diese Modelle sind dabei u. a. die
Entwicklung der Brennstoff- und CO 2 -Preise, der Nachfrage, des Netzausbaus sowie des
Ausbaus der (geförderten) erneuerbaren Energien. Die Ergebnisse von fundamentalen
Strommarktmodellen können damit die langfristige Strompreisentwicklung nur mit einer der
Unsicherheit dieser Eingangsgrößen entsprechenden Bandbreite prognostizieren und unterscheiden
sich in ihren Ergebnissen mitunter sehr deutlich. Abbildung 5 zeigt dies am Beispiel
verschiedener Strompreisprognosen für den deutsch-österreichischen Großhandelsmarkt.
100
90
80
70
60
50
[€ 2012 /MWh]
r2b/EEFA
enervis
PIK/IIRM
Prognos/EWI/GWS
IER/RWI/ZEW
BET
40
30
2015 2020 2025 2030
EEX Baseload Year Future*
*Mittelwert Dezember 2012
Abbildung 5: Prognose Großhandelspreis in verschiedenen Studien bis 2030 sowie EEX Baseload
Year Future 2015 bis 2018 (Mittelwert Notierungen Dezember 2012) [5], [8], [9], [10], [11], [12], [13]
Die wesentlichen Ursachen für diese großen Unterschiede liegen vor allem in den unterschiedlichen
Annahmen zur Entwicklung der Gas- und CO 2 -Preise sowie der Stromnachfrage
– die Studien gehen bspw. für das Jahr 2020 von Gaspreisen zwischen 25 und
40 € 2012 /MWh und CO 2 -Preisen zwischen 25 und 50 € 2012 /t CO2 aus. Im Vergleich dazu liegen
derzeit für den Lieferzeitraum 2015 die Preise für Gas bei etwa 25 € 2012 /MWh und für CO 2 -
Zertifikate bei rd. 6 € 2012 /t CO2 . Entsprechend befinden sich auch die aktuellen Forward-
Notierungen im Strommarkt für 2015 bis 2018 an der unteren Grenze der in Abbildung 5 dargestellten
Strompreisprognosen. Eine ausschließliche Bewertung von Erzeugungsprojekten
anhand dieser langfristigen Strompreisprognosen würde daher für den Zeitraum 2020/2030
tendenziell zu einer Überschätzung der Erlöspotenziale führen, sodass im Folgenden ausge-
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hend von den aktuellen Forward-Notierungen und Langfristprognosen eine qualitativquantitative
Einschätzung der Strompreisentwicklung bis 2030 durchgeführt wird.
Trotz aller Unsicherheiten lassen die übergeordneten energiewirtschaftlichen und energiepolitischen
Randbedingungen einen zumindest moderaten Anstieg der Strompreise für den
Zeitraum nach 2020 erwarten. Zum einen gehen die meisten mittel- und langfristigen Prognosen
von einem langsam wieder steigenden Erdgaspreis aus. Zum anderen werden auf
europäischer Ebene die aktuell niedrigen Preise für CO 2 -Zertifikate für die Erreichung der
langfristigen Klimaschutzziele sehr kritisch bewertet und bereits mögliche Maßnahmen diskutiert,
wie die CO 2 -Preise in der 3. Phase des europäischen Zertifikatehandels in einen klimapolitisch
„akzeptablen“ Bereich gesteuert werden können (vgl. u. a. [14]).
Analysen gehen davon aus, dass sich der Strompreis bei einem Anstieg des CO 2 -Preises
von derzeit 6 €/t CO2 auf den in der politischen Diskussion genannten Zielwert von 20 –
25 €/t CO2 um etwa 11 €/MWh erhöhen könnte [34]. Bei einem gleichzeitigen moderaten Anstieg
der Gaspreise könnte damit der jahresmittlere Strompreis im Jahr 2020 durchaus um
bis zu 15 €/MWh über dem aktuellen Bereich von etwa 45 €/MWh liegen. Inwieweit dabei die
strompreiserhöhenden Effekte von steigenden Gas- und CO 2 -Preisen durch den Merit Order-
Effekt der erneuerbaren Energien wieder „ausgeglichen“ werden können, ist aus heutiger
Sicht jedoch nicht eindeutig zu beantworten, da die langfristige Entwicklung sowohl der
Commodity-Preise als auch der erneuerbaren Energien von einer gewissen Unsicherheit
gekennzeichnet ist. Entsprechend sollte in einer Abschätzung der langfristigen Erlöspotenziale
von Wasserkraftwerken die Steigerung der Strompreise konservativ bewertet werden –
ein Bereich zwischen 50 und 55 € 2012 /MWh im Zeitraum 2020/2030 und damit eine Steigerung
um 5 – 10 € 2012 /MWh gegenüber dem aktuellen Niveau ist dabei aus energiewirtschaftlicher
Sicht darstellbar.
Abzuwarten bleibt jedoch, ob mit dem heutigen Marktmodell der grenzkostenbasierten
Strompreisbildung ausreichende Investitionsanreize geliefert werden, damit die für die Umsetzung
der Energiewende langfristig erforderlichen flexiblen Kraftwerks- und Speicherkapazitäten
auch tatsächlich errichtet werden. Grundsätzlich werden Unternehmen nur dann in
Flexibilitäten auf der Erzeugungs- und Verbraucherseite sowie in Speichertechnologien investieren,
wenn über die Lebensdauer der Anlagen eine angemessene Rendite erzielt werden
kann. An sich sollte der steigende Bedarf an Flexibilität und Speichern eine solche Rendite
mit hoher Wahrscheinlichkeit garantieren und damit Anreize für Investitionen liefern. Der
rasante Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien könnte jedoch auch das
Gegenteil bewirken. Damit würden mit dem heutigen Marktmodell der grenzkostenbasierten
Strompreisbildung anhand der Merit-Oder-Kurve der verfügbaren Erzeugungskapazitäten
keine ausreichenden Anreize für Investitionen in flexible Kraftwerke und Speicher geliefert
werden. Ein möglicher Ansatz, um dieses „Investitionsdilemma“ aufzulösen, stellen sog. Kapazitätsmärkte
dar, über deren mögliche Einführung in jüngster Zeit sowohl auf nationaler als
auch auf europäischer Ebene intensiver aber auch durchaus kontrovers diskutiert wird.
In jedem Fall würde die Einführung von Kapazitätsmärkten auf Grund ihres komplexen Designs
eine sorgfältige Analyse der energiewirtschaftlichen und energiepolitischen Randbedingungen
und sinnvollerweise auch eine europaweite Koordination erfordern. Entsprechend
ist nicht damit zu rechnen, dass ein solcher massiver Eingriff in das Marktdesign deutlich vor
dem Jahr 2020 erfolgt und damit Zusatzerlöse für flexible Speicherwasserkraftwerke aus der
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gesicherten Bereitstellung von Erzeugungsleistung vor diesem Zeitpunkt möglich sind. Langfristig
ist jedoch zu erwarten, dass auch die gesicherte Leistung österreichischer Speicherkraftwerke
in einem von Wind- und Solarstrom dominierten europäischen Stromversorgungssystem
finanziell vergütet wird. Eine Quantifizierung der möglichen Kapazitätsprämien
für Speicherkraftwerke bzw. auch andere Erzeugungs- und Speicheroptionen wird jedoch
erst dann möglich sein, wenn die konkreten Randbedingungen eines Kapazitätsmarkts festgelegt
worden sind. Erfahrungen aus Märkten mit bestehenden Kapazitätsprämien zeigen
jedoch eine vergleichsweise große Spannbreite. Beispielsweise haben in Spanien Kraftwerke
im Jahr 2012 zwischen rd. 1.200 und 4.600 €/MW erhalten, wohingegen in den USA zwischen
20.000 und 35.000 €/MW p.a. in der Vergangenheit vergütet wurden [15], [16].
3 Case Study: Erlöspotenzial der Kraftwerksprojekte Innervillgraten
und Obere Isel
Während der Einsatz konventioneller Kohle- oder Gaskraftwerke von der Höhe der Strompreise
abhängig gemacht werden kann, erzeugen die dargebotsabhängigen Technologien
Wind- und Wasserkraft sowie Photovoltaik grundsätzlich in Abhängigkeit vom erneuerbaren
Energieangebot und nicht von der Höhe der Strompreise. Eine Ausnahme bilden dabei Wasserkraftwerke
mit Speicheroption, wo in Abhängigkeit von der Zuflusscharakteristik und
Speichergröße eine Optimierung des Kraftwerkseinsatzes zur Erzeugung in den Stunden mit
den höchsten Strompreisen erfolgen kann. Die Bewertung von Stromerzeugungsanlagen
kann daher grundsätzlich nicht auf Basis der in Abbildung 1 dargestellten jahresmittleren
Strompreise erfolgen, sondern es müssen die tages- und jahreszeitlichen Unterschiede im
Erzeugungsverhalten in Bezug zu den ebenfalls im Tages- und Jahresverlauf schwankenden
Strompreisen gesetzt werden. Dies wird im folgenden Abschnitt beispielhaft anhand der zwei
konkreten Neubauvorhaben Obere Isel und Innervillgraten dargestellt (Tabelle 1), für die
ausgehend von einer ex-post Analyse der Einsatzcharakteristik im deutsch-österreichischen
Strommarkt eine qualitativ-quantitative Prognose der Erlöspotenziale für den Zeitraum
2020/2030 unter Berücksichtigung der Chancen und Risiken im Kontext der Energiewende
2050 durchgeführt wird.
Tabelle 1: Anlagenkenndaten Kraftwerk Innervillgraten und Obere Isel [17], [18], [19]
Kraftwerk Innervillgraten
Stallerbach
Kalksteinbach
Kraftwerk Obere Isel
Ausbauwassermenge [m 3 /s] 1,1 0,45 15,0
Nettofallhöhe [m] 131,2 195,2 355,8
Nennleistung [MW] 1,3 0,8 47,0
Jahresregelarbeit [GWh/a] 4,9 2 2,7 2 128,0
Speicher [m 3 ] - - 200.000
2
KWIV: Abweichend zu dem vom Projektwerber angegebenem mechanischen Regelarbeitsvermögen von in Summe
9,7 GWh/a [20]; KWOI: unter Berücksichtigung Pumpstromverbrauch für Beileitung Dorferbach
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Das Kraftwerk Obere Isel (KWOI) im Osttiroler Virgental wird von der INFRA Project Development
GmbH gemeinsam mit den Gemeinden Prägraten und Virgen entwickelt und geplant.
Für das Projekt wurde Ende 2012 die Umweltverträglichkeitserklärung eingereicht , die Inbetriebnahme
ist für 2018 geplant. Die Osttiroler Gemeinde Innervillgraten beabsichtigt demgegenüber
den Bau der beiden Kleinwasserkraftwerke Stallerbach und Kalksteinbach. Da der
im Februar 2011 ausgestellte Wasserrechtsbescheid des Amtes der Tiroler Landesregierung
vom Bundesministerium für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft aufgehoben
wurde, ist derzeit allerdings unklar, ob das Kraftwerk Innervillgraten (KWIV) tatsächlich
realisiert wird.
3.1 Ein Blick zurück: Ex-post Analyse Strommarkt 2004 - 2012
Die Ergebnisse der wirtschaftlichen Bewertung eines Wasserkraftwerks auf Grundlage historischer
Strompreise können zwar nicht unmittelbar in die Zukunft fortgeschrieben werden, es
lassen sich jedoch wichtige energiewirtschaftliche Erkenntnisse u. a. in Bezug auf die Auslegung
der Anlage sowie Einsatzoptimierung bei Kraftwerken mit Speichern gewinnen, die für
eine Bewertung der zukünftigen Erlöspotenziale berücksichtigt werden sollten.
Für das Kraftwerk Obere Isel wurde dabei eine ex-post Einsatzoptimierung für die Jahre
2004 bis 2012 anhand der zur Verfügung stehenden hydrologischen Daten sowie EPEX
Day-Ahead-Spotmarktpreise in stündlicher Auflösung modelliert. Zur Umsetzung der Modellierung
wurden die technischen und hydrologischen Parametern des Kraftwerks im Speicheroptimierungs-
und -simulationsprogramm SOPSIM der e3 consult abgebildet. Das in
Zusammenarbeit mit dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen in
GLPK (GNU Linear Programming Kit; http://www.gnu.org/software/glpk/) entwickelte Modell
ermöglicht, den Einsatz einer Wasserkraftwerksgruppe mit bis zu drei Speicherbecken und
vier Kraftwerksanlagen (davon drei optional als Pumpspeicher) stundenscharf abzubilden
und zu optimieren, wobei als Zielfunktion des deterministischen, linearen Optimierungsproblems
eine Maximierung der Erlöse vorgegeben ist. Die Ergebnisse der Einsatzoptimierung
sind in Tabelle 2 zusammengefasst.
Tabelle 2: Erlöspotenziale Kraftwerk Obere Isel im EPEX Day-Ahead-Spotmarkt 2004 - 2012
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Spez. Erlös [€ 2012 /MWh] 39,2 63,5 68,3 51,2 87,2 45,5 52,6 57,5 48,8
Basepreis [€ 2012 /MWh] 33,2 52,3 56,9 41,7 69,9 41,1 46,2 51,4 42,7
Erlös / Basepreis 118% 121% 120% 123% 125% 111% 114% 112% 114%
Durch die Möglichkeit, die Abarbeitung des energiewirtschaftlich nutzbaren Wasserabflusses
zum Teil in Stunden mit höheren Strompreisen verschieben zu können, liegen die spezifischen
Erlöse mit rd. 57,1 € 2012 /MWh im Durchschnitt um 18 % über den jahresmittleren
Spotpreisen. Trotz des mit 200.000 m 3 verhältnismäßig kleinen Speichervolumens (Abarbeitung
bei 15 m 3 /s Ausbauwassermenge in 3:45 Stunden) kann der Speicher den energiewirtschaftlichen
Wert des Kraftwerks damit im Vergleich zu einer reinen Laufkraftanlage deutlich
erhöhen. Grundsätzlich steigt dieser mit zunehmender Speichergröße, jedoch besteht i. Allg.
kein linearer Zusammenhang zwischen Speichergröße und Erlöspotenzial; vielmehr nähern
sich die Erlöse asymptotisch einem Grenzwert an. Um die Frage der „optimalen“ Speicher-
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größe für das Kraftwerksprojekt Obere Isel beantworten zu können, wurde daher zusätzlich
zu den Simulationen mit dem projektierten Speichervolumen von 200.000 m 3 eine Variation
der Speichergröße zwischen 0 und 1 Mio. m 3 durchgeführt (Abbildung 6).
12
11
2008
Erlöse in Mio. € 2012 /a
10
9
8
7
6
5
4
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Speichervolumen in Mio. m 3
2006
2005
2011
2010
2012
2009
2007
2004
Abbildung 6: Erlöspotenziale des Kraftwerks Obere Isel im EPEX Day-Ahead-Spotmarkt 2004 bis
2012 in Abhängigkeit unterschiedlicher Speichergrößen
Das Ergebnis der Simulationsläufe zeigt, dass das projektierte Speichervolumen am unteren
Ende eines Bereichs liegt, in dem eine weitere Vergrößerung des Speichervolumens nur
noch einen vergleichsweise geringen Effekt auf die Erlöspotenziale in den Jahren 2004 –
2012 gehabt hätte. Das projektierte Speichervolumen liegt damit innerhalb einer aus energiewirtschaftlicher
Sicht sinnvollen Bandbreite, zumal ein Kraftwerk mit einem deutlich kleineren
Speicher auch den Nachteil hätte, am Regelenergie- oder einem zukünftigen Kapazitätsmarkt
nur eingeschränkt teilnehmen zu können. Für die abschließende Beantwortung der
Frage der „optimalen“ Speichergröße sind neben der Erlösseite zusätzlich auch die Kostenseite,
also die Investitionskosten für den Speicher, zu berücksichtigen, welche im Rahmen
dieses Beitrags jedoch nicht betrachtet werden.
Für das Kraftwerksprojekt Innervillgraten besteht demgegenüber nicht die Möglichkeit einer
aktiven Einsatzoptimierung, da die Anlage über keinen Speicher verfügt. Da für die beiden
Kleinwasserkraftwerke nur die monatsmittleren nutzbaren Abflussmengen der Jahre 1991 -
2003 sowie 2006 vorliegen, erfolgt die ex-post Bewertung der spezifischen Erlöspotenziale
aus den Monatsmittel der hydrologischen Daten sowie der monatsmittleren EPEX Day-
Ahead Spotpreise (Tabelle 3).
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Tabelle 3: Erlöspotenziale Kraftwerk Innervillgraten im EPEX Day-Ahead-Spotmarkt 2004 - 2012
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Spez. Erlös [€ 2012 /MWh] 33,0 52,1 53,6 41,5 73,2 38,6 46,2 51,7 41,9
Basepreis [€ 2012 /MWh] 33,2 52,3 56,9 41,7 69,9 41,1 46,2 51,4 42,7
Erlös / Basepreis 99% 100% 94% 100% 105% 94% 100% 101% 98%
Die spezifischen Erlöse liegen mit rd. 48,0 € 2012 /MWh im Durchschnitt knapp 1 % unter den
jahresmittleren Spotpreisen, wobei in Abhängigkeit von der saisonalen Strompreisstruktur in
den jeweiligen Jahren deutliche Schwankungen auftreten können.
3.2 Chancen und Risiken im Kontext Energiewende 2050
Mit dem in Abschnitt 2.2 dargestellten Ausblick auf die Strompreisentwicklung im Zeitraum
2020/2030 sowie der im vorangegangenen Abschnitt 3.1 durchgeführten Bewertung anhand
historischer Strompreise kann eine erste Einschätzung der Erlöspotenziale der beiden Kraftwerksprojekte
gegeben werden. Jedoch werden bei einer solchen Betrachtung mögliche zusätzliche
Chancen – aber auch Risiken – vor allem für Speicherkraftwerke nicht notwendigerweise
berücksichtigt, die sich aus den mit der Umsetzung der nationalen und europäischen
Klima- und Erneuerbaren-Ziele zusammenhängenden Veränderungen im Strommarkt
ergeben können. Die folgenden Aspekte sind in diesem Zusammenhang zu berücksichtigen:
• Langfristige Entwicklung des Speicherbedarfs / neue Speichertechnologien
• Steigende Volatilität der Strompreise
• Untertägige Einsatzoptimierung im Intraday-Markt
• Kapazitätsprämie für die Bereitstellung gesicherter Leistung
Ein grundsätzliches Risiko bei der Bewertung von Speicherkraftwerken stellt die langfristige
Entwicklung des Speicherbedarfs dar, der zum einen von der Geschwindigkeit des Ausbaus
der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und damit vom Bedarf an zusätzlicher flexibler
Erzeugungs- und Speicherleistung abhängig ist. Zum anderen werden Speicherkraftwerke
im Wettbewerb mit anderen Erzeugungs- (z. B. GuD-, Blockheizkraftwerke) und Speichertechnologien
(z. B. Batterien) sowie einem intelligenten Lastmanagement stehen. Beispielsweise
zeigt eine aktuelle VDE-Studie für Deutschland [21], dass die schwankende Erzeugung
von Windkraft und PV bis zu einem Anteil der erneuerbaren Energien an der jährlichen
Stromerzeugung von etwa 40 % durch thermische Kraftwerke und eine geringe Abregelung
der Erneuerbaren effizient ausgeglichen werden kann. Erst ab einem Anteil von 40 %
werden zusätzliche Kurz- und Langzeitspeicher parallel zum Ausbau der Erneuerbaren für
die Aufrechterhaltung einer stabilen Stromversorgung erforderlich. Nach den Zielen des aktuellen
Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) soll dieser Anteil in Deutschland zwischen
2020 und 2025 erreicht und bis 2050 auf 80 % ausgebaut werden. Für einen 80 %-Anteil der
erneuerbaren Energien schätzt die o. a. VDE-Studie, dass in einem volkswirtschaftlich optimierten
Stromversorgungssystem zusätzlich zu den heute vorhandenen Speichern etwa
14 GW bzw. 70 GWh an Kurzzeitspeichern und ca. 18 GW bzw. 7,5 TWh an Langzeitspeichern
benötigt werden. Auch wenn sich dieser Speicherbedarf primär auf Strom-zu-Strom-
Speichertechnologien bezieht, zeigt der Vergleich zum aktuellen Speicherbestand in
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Deutschland (ca. 6,5 GW bzw. 40 GWh), dass langfristig ein sehr hoher Bedarf an zusätzlicher
flexibler Erzeugungs- und Speicherleistung besteht, von dem auch Speicherkraftwerke
ohne Pumpoption – wie das Kraftwerksprojekt Obere Isel – profitieren können. Insofern kann
unter der Prämisse einer weiteren Umsetzung der nationalen und europäischen Klima- und
Erneuerbaren-Ziele das Risiko eines nicht gegebenen zusätzlichen Flexibilitäts- und Speicherbedarfs
im deutsch-österreichischen aber auch europäischen Stromversorgungssystem
als gering eingestuft werden.
Neben diesem (geringen) Mengenrisiko besteht grundsätzlich auch ein Technologierisiko, da
für die Systemintegration erneuerbarer Energien neben den seit Jahrzehnten marktreif verfüg-baren
Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken zukünftig beispielsweise dezentrale
Klein-speicher oder die chemische Speicherung des erneuerbaren Stroms als Wasserstoff
bzw. synthetisches Methan genutzt werden können. Allerdings sind Batteriespeicher derzeit
noch relativ weit von einer wirtschaftlichen Anwendbarkeit zur großtechnischen Stromspeicherung
entfernt bzw. befindet sich das Konzept der Wasserstoff- und Methanspeicherung
erst am Anfang der Forschungs- und Entwicklungsphase. So geht das an sich sehr optimistische
Eckpunktpapier der Deutschen Energie-Agentur zu Speichergas davon aus, dass die
Systemlösung Power to Gas nicht vor dem Zeitkorridor 2020/25 als [...wirtschaftlich tragfähige,
groß-technisch erprobte Option...] verfügbar sein wird [22]. Auch zweifelt mittlerweile
selbst der deutsche Umweltminister Altmaier daran, dass die Zielvorgabe der deutschen
Bundesregierung bei der Elektromobilität von 1 Mio. Fahrzeuge bis 2020 auch nur annähernd
erreicht werden kann [23]. Damit würden die in den Fahrzeugen installierten Speicher
jedoch auch nicht zur Netzregelung und Lieferung von Reserveleistung zur Verfügung stehen.
Vor diesem Hintergrund kann zumindest für den Zeitraum bis 2030 unterstellt werden,
dass die Entwicklung der Strompreise nicht nachhaltig von einer signifikanten Marktdurchdringungen
mit Batterie- und Wasserstoff-/Methanspeichern „negativ“ beeinflusst wird. Auch
hier kann für das Kraftwerksprojekt Obere Isel das unmittelbare Risiko einer „Marktverdrängung“
durch alternative Speichertechnologien als gering bewertet werden kann.
Neben den Risiken durch eine beschleunigte technologische Innovation liefert die Energiewende
aber auch Chancen, die sich aus dem insgesamt steigenden Bedarf für flexible Erzeugungs-
und Speicherkapazitäten ableiten lassen. Durch den volatilen Charakter der
Wind- und PV-Stromerzeugung und der damit einhergehenden starken Schwankungen im
Angebot an verfügbarer Kraftwerksleistung ist zu erwarten, dass mit dem weiteren Ausbau
der erneuerbaren Energien die Volatilität im Strommarkt wieder ansteigen wird. Auch bei
einem im Jahresmittel ggf. nur moderat steigenden Strompreis kann sich dadurch die wirtschaftliche
Attraktivität von schnell regelfähigen Speicherkraftwerken deutlich erhöhen, da
parallel zur Volatilität der Strompreise auch die „Upside“-Potenziale gegenüber dem Jahresbasepreis
ansteigen werden. Umgekehrt werden Wasserkraftwerke ohne Möglichkeit einer
bedarfsorientierten Fahrweise von einer steigenden Volatilität der Strompreise nicht profitieren
können. Vor allem bei Laufkraftanlagen mit ausgeprägtem Sommerabfluss können auf
Grund der zunehmenden Beeinflussung der Spotpreise durch die PV-Einspeisung während
der Mittagsstunden die Erlöse im Vergleich zu den jahresmittleren Strompreisen höhere Abschläge
als in der Vergangenheit eintreten.
Für das Kraftwerk Obere Isel und seine Möglichkeit, über die Bewirtschaftung des Speichers
die Erzeugung zu einem Teil an die Höhe der Strompreise anzupassen, führt eine steigende
Volatilität der Strompreise damit zu einem höheren mittleren Erlös je erzeugter MWh. Auch
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wenn dieses „Upside-Potenzial“ gegenüber dem Basepreis in den vergangenen 4 Jahren auf
etwa 13 % zurückgegangen ist, sollte mit dem Ausbau der Stromerzeugung aus fluktuierenden
erneuerbaren Energien mittel- und langfristig jedoch zumindest wieder die obere Bandbreite
der vergangenen 8 Jahre erreicht werden. Als eher moderater Ansatz wird daher für
den Zeitraum 2020/2030 ein „Upside“ von 15 – 18 % für die Bewertung des Kraftwerksprojekts
Obere Isel berücksichtigt. Für das Kraftwerk Innervillgraten ist demgegenüber zu erwarten,
dass sich die „Abschläge“ gegenüber dem Jahresbasepreis mittel- und langfristig tendenziell
erhöhen werden
Zusätzlich zur Optimierung des Speichereinsatzes im Day-Ahead-Spotmarkt wird zukünftig
eine untertägige Einsatzoptimierung im Intraday-Markt an Bedeutung gewinnen. Durch die
Möglichkeit, systemimmanente Prognoseabweichungen der Last und vor allem der Erneuerbaren
im Intraday-Markt ausgleichen zu können, liegt die Volatilität der Preise im Intraday-
Markt i. Allg. höher als im Day-Ahead-Markt. In Abbildung 7 ist dies am Beispiel des EPEX-
Spotmarkts Day-Ahead und Intraday für jeweils eine Woche im Jänner und Juni 2012 dargestellt.
100
80
60
40
20
0
80
60
€/MWh]
Day Ahead
Intraday
1
18.6.
25
19.6.
49
20.6.
73
21.6.
97
22.6.
121
23.6.
145
24.6.
€/MWh]
40
20
0
1 23.1. 25 24.1. 49 25.1. 73 26.1. 97 27.1. 121 28.1. 145 29.1.
Abbildung 7: EPEX Day-Ahead und Intraday Spotmarktpreise (gewichteter Stundenwert) für die Wochen
23. - 29.1.2012 und 18. - 24.6.2012 [5], [6]
Gut zu erkennen ist dabei, dass die Volatilität der Spotpreise im Intraday-Markt deutlich höher
als im Day-Ahead-Markt ist und damit Speicherkraftwerke bei einer untertägigen Einsatzoptimierung
zusätzliche Erlöspotenziale erschließen können. In den exemplarisch analysierten
Wochen liegen die mittleren Preise im Intraday-Markt um 3,2 bzw. 2,0 €/MWh (rd. 8
bzw. 4 %) über den Day-Ahead-Preisen – bei einer Optimierung des Speichereinsatzes in
bei-den Märkten kann gegenüber dem ausschließlichen Einsatz im Day-Ahead-Markt das
„Upside“ sogar bis zu 13 % (5,1 €/MWh; 23. – 29.1.2012) bzw. 6 % (2,7 €/MWh; 18. –
24.6.2012) erreichen. Allerdings wird es in der praktischen Umsetzung der Kraftwerkseinsatzoptimierung
nicht möglich sein, immer die jeweils höchsten Preise im vor- bzw. untertägigen
Spotmarkt zu erzielen. Auch können die Ergebnisse der beiden exemplarisch dargestellten
Wochen nicht ohne eine weitergehende Analyse des Intraday-Markts auf einen län-
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geren Zeitraum übertragen werden. Jedoch wird allgemein davon ausgegangen, dass Intraday-Märkte
zukünftig vor allem für den Ausgleich der schwankenden erneuerbaren Energien
weiter an Bedeutung gewinnen werden (u. a. [25], [26]), wodurch sich gerade für Speicherkraftwerke
zusätzliche attraktive Vermarktungsoptionen ergeben können. Für die Ermittlung
der Erlöspotenziale des Kraftwerksprojekts Obere Isel sollte jedoch im Hinblick auf eine konservative
Bewertung nur ein zusätzlicher Wertbeitrag aus der Möglichkeit einer untertägigen
Einsatzoptimierung von 1 – 2 € 2012 /MWh berücksichtigt werden, auch wenn sich längerfristig
durchaus höhere Optimierungspotenziale ergeben sollten.
Der energiewirtschaftliche Wert eines Speicherkraftwerks zeigt sich jedoch nicht ausschließlich
in den gegenüber dem jahresmittleren Basepreis höheren spezifischen Erlösen sondern
auch durch die Möglichkeit, eine zusätzliche Kapazitätsprämie für die Bereitstellung gesicherter
Leistung erhalten zu können, was heute bei einer Vermarktung von Regelleistung
und zukünftig ggf. auch im Rahmen eines Kapazitätsmarkts möglich ist. Die Vermarktung
von Regelleistung ist dabei vor allem im deutschen Markt attraktiv, der im Vergleich zu Österreich
eine deutlich höhere Nachfrage und ein tendenziell höheres Preisniveau aufweist.
Zwar ist der grenzüberschreitende Handel von Regelleistung bisher nur eingeschränkt möglich;
die Europäische Kommission hat den Prozess zur Entwicklung eines wettbewerblichen
europäischen Regelenergie- und Regelleistungsmarktes jedoch bereits angestoßen [27], sodass
zukünftig auch die Regelleistungsmärkte der österreichischen Nachbarländer für die
Vermarktung heimischer Speicherkraftwerke offen stehen. Allerdings ist die Quantifizierung
der möglichen Zusatzerlöse auf dem Regelleistungsmarkt für ein Speicherkraftwerk vergleichsweise
komplex, da diese neben den Regelleistungs- und Regelenergiepreisen insbesondere
von der Vermarktungsstrategie abhängig sind. Zusätzlich muss berücksichtigt werden,
dass ein Kraftwerk in unterschiedlichen Märkten nur eingeschränkt parallel vermarktet
werden kann und das eigene Angebot in den Auktionsverfahren für Regelleistung nicht immer
einen Zuschlag erhalten wird. Auch wenn das heutige Preisniveau am Regelleistungsmarkt
im langjährigen Vergleich bereits sehr niedrig liegt , wird daher für die Quantifizierung
der langfristig möglichen Zusatzerlöse für das Kraftwerk Obere Isel ein sehr konservativer
Ansatz gewählt. Werden dabei die Zusatzerlöse aus der Regelleistungsvermarktung und die
Erlöse aus einem nach 2020 sehr wahrscheinlichen Kapazitätsmarkt gemeinsam als „Kapazitätsprämie
für die Bereitstellung gesicherter Leistung“ betrachtet, wird daher eine konservative
Bandbreite mit 5.000 – 8.000 €/MW*a abgeschätzt. Bei einer geplanten Nennleistung
des KWOI von 46,5 MW und einer mittleren Jahreserzeugung von 130 GWh/a entspricht
dies einem Erlöspotenzial von etwa 2 – 3 €/MWh.
4 Ergebnisse und Schlussfolgerungen
Im Gegensatz zu den mittel- und langfristig prinzipiell sehr positiven energiewirtschaftlichen
Randbedingungen haben sich die Preise im Strom- und z. T. auch im Regelenergiemarkt aus
Sicht der Wasserkraft in den letzten drei bis vier Jahren tendenziell ungünstig entwickelt.
Neben vergleichsweise niedrigen CO 2 - und Gaspreisen hat vor allem der unerwartet starke
Zubau an erneuerbaren Energien in Deutschland die Großhandelspreise im deutschösterreichischen
Marktgebiet unter Druck gesetzt, so dass das aktuelle Marktniveau nur
noch bei etwa 45 €/MWh liegt. Auch wenn kurzfristig eine nachhaltige Erholung der Börsenstrompreise
nicht zu erwarten ist, kann insbesondere von einer klimapolitisch gewollten Erhö-
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hung der CO 2 -Preise ein positiver Impuls ausgehen, so dass im Zeitraum 2020/2030 ein jahresmittlerer
Strompreis von 50 – 55 € 2012 /MWh realistisch erscheint. Während Speicherkraftwerke
ihren Einsatz so optimieren können, dass gegenüber dem mittleren Spotpreis ein „Upside“
erwirtschaftet wird, werden vor allem Laufwasseranlagen mit einer hohen Sommererzeugung
in den Sommermonaten von der zunehmenden PV-Stromerzeugung negativ beeinflusst
werden („Downside“). Zusätzlich werden von den in Diskussion befindlichen regulatorischen
Anpassungen im Marktdesign insbesondere Speicherkraftwerke profitieren, wenn
bspw. über Kapazitätsmärkte die Bereitstellung gesicherter Leistung vergütet wird. Im Vergleich
der beiden analysierten Projekte Innervillgraten und Obere Isel ist damit zu erwarten,
dass mit dem Kraftwerk Obere Isel deutlich höhere spezifische Erlöse als mit dem Kraftwerk
Innervillgraten erzielt werden können. Abbildung 8 fasst hierzu die im Rahmen dieses Beitrags
dargestellte qualitativ-quantitative Bewertung der Erlöspotenziale für das Kraftwerk
Obere Isel zusammen.
[€ 2012 /MWh]
65
70
65 €/MWh
50
45
55
50
61
58
steigende Gas- und CO 2 -Preise + höhere Volatilität der Strompreise +
untertägige Einsatzoptimierung + Anpassungen im Marktdesign
Aktuelles
Strompreisniveau
Strompreisniveau
nach 2020
Einsatzoptimierung
Speicher
Intraday-Opt. +
gesicherte Leistung
Abbildung 8: Erlöspotenziale der Kraftwerksprojekte Obere Isel zwischen 2020 und 2030
Während der dargestellte Bewertungsansatz für das Kraftwerksprojekt Obere Isel ein langfristiges
Erlöspotenzial von 61 – 70 € 2012 /MWh zeigt, würden die mittleren Erlöse für das
Kraftwerk Innervillgraten auf Grund der preissenkenden Effekte der Photovoltaik während
der Sommermonate unter den jahresmittleren Basepreis von 50 – 55€ 2012 /MWh fallen. Auch
wenn aus der energiewirtschaftlichen Analyse von zwei einzelnen Kraftwerksprojekten keine
allgemein gültigen Aussagen für die Perspektiven der Wasserkraft abgeleitet werden können,
bestätigt diese die zukünftig steigende energiewirtschaftliche Wertigkeit von Speicherkraftwerken.
Literatur
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Schwerpunktthema in Energie für Deutschland 2011, Weltenergierat - Deutschland e. V., Berlin.
[2] Pöyry Energy GmbH (2008): Wasserkraftpotentialstudie Österreich, Studie im Auftrag des VEÖ,
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[3] European Commission (2011): A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in
2050 (Energy Roadmap 2050), COM(2011) 885/2.
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[4] European Commission: COM(2010) 677 – Energy infrastructure priorities for 2020 and beyond -
A Blueprint for an integrated European energy network.
[5] European Energy Exchange: Marktdaten Strom und Erdgas, verfügbar unter www.eex.com
[6] European Energy Exchange: EEX-Transparenzplattform, verfügbar unter http://www.transparency.eex.com/de/
[7] Thomaschki, K. (2012): Entwicklung des Regelenergiemarktes unter veränderten Markt- und
Wettbewerbsbedingungen, Vortrag im Rahmen der Euroforumkonferenz Virtuelle Kraftwerke,
Berlin.
[8] enervis energy advisors (2011): Atomausstieg bis zum Jahr 2020: Auswirkungen auf Investitionen
und Wettbewerb in der Stromerzeugung, Berlin.
[9] Prognos/EWI/GWS (2011): Energieszenarien 2011, Basel, Köln, Osnabrück.
[10] IER/RWI/ZEW (2010): Die Entwicklung der Energiemärkte bis 2030 (Energieprognose 2009),
Berlin.
[11] r2b energy consulting/EEFA (2010): Ökonomische Auswirkung einer Laufzeitverlängerung deutscher
Kernkraftwerke, Köln/Münster.
[12] BET (2012): Technische Optionen zur Verbindung von Offshore-HGÜ-Kopfstationen und deren
wirtschaftliche Implikation, Kurzgutachten im Auftrag der der Stiftung OFFSHORE-
WINDENERGIE und des Offshore Forum Windenergie, Aachen.
[13] Knopf, B. et al (2011): Der Einstieg in den Ausstieg: Energiepolitische Szenarien für einen
Atomausstieg in Deutschland, Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung und Institut für Infrastruktur
und Ressourcenmanagement an der Universität Leipzig, WISO Diskurs, Bonn.
[14] CO 2 Handel.de (2012): Sorge im EU-Parlament um Emissionshandel wächst (13.07.2012).
http://www.co2-handel.de/article185_18651.html (aufgerufen am 13. Juli 2012).
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http://www.platts.com/RSSFeedDetailedNews/RSSFeed/NaturalGas/8606293 (aufgerufen am
14. Juli 2012).
[16] A.T. Kearney (2012): Pressemitteilung vom 28. Juni 2012 zur Studie „Zubau von Kraftwerkskapazitäten
insbesondere in Süddeutschland erforderlich - Einführung eines regionalen Kapazitätsmarktes
kann Abhilfe schaffen“, Düsseldorf.
[17] INFRA Project Development GmbH: Wasserkraft Obere Isel - Der Virgentaler Weg,
http://www.virgentalerweg.at/ (aufgerufen am 8. Juni 2012).
[18] Amt der Tiroler Landesregierung: Wasserkraftanlage Stallerbach und Wasserkraftanlage Kalksteinbach
- wasser-, forst- und starkstromwegerechtliche Bewilligung; Bescheid vom 08.02.2011,
Zl. IIIa1-W-10.153/121
[19] Neubarth, J.: Perspektiven des Wasserkraftwerksprojekts Obere Isel aus energiewirtschaftlicher
Sicht unter besonderer Berücksichtigung wirtschaftlicher Aspekte, Studie im Auftrag der INFRA
Project Development GmbH (verfügbar unter www.virgentalerweg.at), Innsbruck (2012)
[20] Neubarth, J.: Energiewirtschaftliche Bewertung der Wasserkraftprojekte Stallerbach und Kalkstein-bach,
Gutachten der e3 consult im Auftrag von Herrn Benjamin Schaller (unveröffentlicht),
Innsbruck (2011)
[21] Adamek, F. et al. (2012): Energiespeicher für die Energiewende, Studie des VDE e.V., Frankfurt
a. Main.
[22] Deutsche Energie-Agentur (2012): Eckpunkte einer Roadmap Power to Gas (13.06.2012), Berlin.
[23] Welt Online (2012): Energiewende: Altmaier zweifelt an planmäßiger Umsetzung (15.07.2012).
http://www.welt.de/newsticker/news1/article108297002/Energiewende-Altmaier-zweifelt-anplanmaessiger-Umsetzung.html
(aufgerufen am 18. Juli 2012).
[24] European Power Exchange: Marktdaten Auktions- und Intraday-Handel, verfügbar unter
www.epex.com.
[25] Eurelectric (2011): RES Integration and Market Design: are Capacity Remuneration Mechanisms
needed to ensure generation adequacy?, Brüssel.
[26] Weber, C. (2011): Wettbewerb und Erneuerbare, Vortrag im Rahmen der „Internationalen Energiewirtschaftstagung
IWET 2011“, Wien.
[27] Friedl, W. et al. (2012): Marktbasierte Beschaffung von Regelreserve, Vortrag im Rahmen des
„12. Symposium Energieinnovation“, Graz.
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