Sektoruntersuchung Stromerzeugung ... - Bundeskartellamt
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<strong>Sektoruntersuchung</strong> <strong>Stromerzeugung</strong>/Stromgroßhandel (B10-9/09) Bericht ● Januar 2011<br />
orientieren, ist in einer freien Marktwirtschaft nicht ungewöhnlich, sondern prägend. So ist es<br />
betriebswirtschaftlich rational und auch im Sinne einer effizienten Ressourcenallokation, wenn der<br />
Betreiber eines Speicherkraftwerks angesichts der aufgrund des begrenzten Speichervolumens<br />
zeitlich begrenzten Einsatzmöglichkeit versucht, den Einsatz auf diejenigen Stunden eines Jahres zu<br />
lenken, zu denen er die höchsten Deckungsbeiträge erwirtschaften kann. Böte der Betreiber zu<br />
seinen tatsächlichen, sehr geringen variablen Kosten an, würde der Speicher sofort entleert und es<br />
stünde keine Leistung zur Verfügung, um – volkswirtschaftlich sinnvoll – zur Lastdeckung (und damit<br />
Preisdämpfung) in den Spitzenstunden beizutragen.<br />
Aufgrund ihrer für die Preisbildung auf den Strommärkten besonderen strategischen Bedeutung 223<br />
verdienen Speicherkraftwerke insoweit besonderes Augenmerk.<br />
Kalkulatorisch erfolgt der Ansatz von Opportunitätskosten dergestalt, dass zuzüglich zu den (bzw.<br />
teilweise statt der) reinen Zuwachskosten (Kosten, die die für die Produktion einer weiteren Einheit de<br />
facto aufgewandt worden sind) Schattenpreise berücksichtigt werden: Die Berechnung erfolgt<br />
regelmäßig auf Basis von Terminmarktpreisen, die eine Indikation bezüglich der zukünftig zu<br />
erwartenden Preise darstellen. Im Einzelnen resultieren die Schattenpreise aus komplexen<br />
Optimierungsrechnungen, in die einerseits Prognosen über Wasserzuflüsse, Füllstände etc.,<br />
andererseits Prognosen über die zu erwartenden Marktpreise einfließen.<br />
So wird im Fall des Kohlekraftwerks überwiegend nicht auf den tatsächlich für den Brennstoff<br />
entrichteten Einkaufspreis abgestellt, sondern auf den im Zeitpunkt der Erzeugung erwarteten bzw.<br />
erzielbaren Wiederbeschaffungspreis. Ebenso wird bei der Angabe der Kosten für den Einsatz eines<br />
Speicherkraftwerks der Verkaufspreis berücksichtigt, der bei einem Einsatz zu Peak-Zeiten erwartet<br />
werden kann. Dementsprechend erfolgt etwa der Einsatz von Jahresspeichern im Wesentlichen unter<br />
Berücksichtigung des erwarteten natürlichen Zulaufs, der wasserbehördlichen Auflagen,<br />
Umwelteinflüssen und der Beschränktheit des Speicherenergieinhalts. Basierend auf diesen<br />
Grundsätzen beschränkt sich ein wirtschaftlich rationaler Einsatz von Jahresspeicher-Kraftwerken auf<br />
die Zeiten mit den höchsten Erlösen, d.h. auf Zeiten mit – in der Erwartung – hohen EEX-Preisen. Der<br />
durchschnittliche EEX-Preis der teuersten Stunden in dem jeweiligen unterjährigen Zeitintervall 224 , in<br />
denen der Kraftwerksbetrieb maximal möglich ist, bildet die Grenzkosten. Eine Einsatzoptimierung mit<br />
diesen Grenzkosten soll – vorbehaltlich von Prognosefehlern – genau zum vollständigen Einsatz der<br />
verfügbaren Wassermenge führen.<br />
223<br />
Vgl. hierzu auch DIW, The Effect of Market Power on Electricity Storage Utilization – The Case of Pumped<br />
Hydro Storage in Germany, 2009.<br />
224<br />
Die Optimierung wird zum Teil bezogen auf ein Quartal, zum Teil bezogen auf kürzere Zeitintervalle<br />
vorgenommen.<br />
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