Energiekostenexplosion EnBW VSG, G. Maier Mittwoch, den

Präsentation zum Thema: "Energiekostenexplosion EnBW VSG, G. Maier Mittwoch, den"—  Präsentation transkript:

1 Energiekostenexplosion EnBW VSG, G. Maier Mittwoch, den 01.02.2006
Meine sehr verehrte Damen, meine sehr geehrte Herren, herzlichen Dank für die Einladung und die Möglichkeit mit Ihnen über das Thema Energie- und Energiekosten zu reden. Persönlicher Vorstellung: 40 Jahre jung; verh. 3 Kinder und seit 1991 bei EnBW (EVS), seit 1998 im Vertrieb (KAM – Automotive) Ziel des Vortrages ist, Ihnen gewisse Zusammenhänge darzustellen die Ausschlaggebend sind für die aktuelle Kostenentwicklung. Gerrit Maier Februar 2006

2 Energiekostenexplosion
Energiepreis und Kostensteigerung Aktueller Stand Ausblick Aktuell erfahren Sie tagtäglich die Auswirkung der Energie, z.B. durch den Einsatz der solchen. Hin und wieder erfahren Sie aber auch was es bedeutet, wie wichtig die Energie für Sie und Ihr Unternehmen ist, wenn diese nicht vorhanden ist.

3 Energiekostenexplosion
Energiepreis und Kostensteigerung Aktueller Stand Ausblick Überleitung zu Strompreiszusammensetzung Kosten: - Energie +Netz + (Abrechnung + Abwicklung) - Steuern und Abgaben (KA + EEG +KWKG +Stromsteuer + MWST)

4 Strompreiszusammensetzung
MwSt. MwSt. Stromeinspeisegesetz Konzessionsabgabe Stromsteuer KWK EEG KA Stromkosten Netznutzung Abwicklung 82,3% 76,2% 62% Stromkosten Netznutzung Abwicklung Hier sehen Sie den Vergleich der Stromkosten und deren Zusammensetzung im Vergleich vor der Liberalisierung zu Heute. Die Stromkosten sind nach 5 Jahren Liberalisierung heute noch niedriger als Wesentliche Kostenfaktoren sind EEG (0,71 ct/kWh) , KWKG(0,191/0,05 ct/kWh) und die Stromsteuer (20,05/1,23 ct/kWh), KA (0,11 ct/kWh) (Grenzpreis = 2005 = 6,28 ct/kWh) Stromkosten (Energie) ist gleich 1998 Netznutzung ist von Netzbetreiber zu Netzbetreiber unterschiedlich, im ges. BRD gestiegen. Dies ändert sich zukünftig durch die BNA (Bundes Netz Agentur. Abwicklungskosten sind gestiegen, da BRD weit versorgt wird und somit ein höherer Aufwand an System und Technik als auch Personal erforderlich ist. Ich werde nun anhand dieser Darstellung auf weitere Details im Schwerpunkt auf die Energie eingehen. Schauen wir uns doch den Punkt Stromkosten näher an. Dafür ist es erforderlich, dass wir uns den Energiemix näher betrachten. Referenzfall: Leistung kW 2.500; Benutzungsdauer h/a 6.000; Arbeit GWh 15,00 / Netzbetreiber Stadtwerk kA Konzessionsabgabe / EEG Belastung aus dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz / KWK Belastung aus dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 1998 2005 Stand 07/ 2005, Quelle: VDEW

5 Energiemix Anteil (%) je Kraftwerksart am Erzeugungsmix 1999 2004
Der relative Anteil konventioneller Kraftwerke an der gesamten Stromproduktion sinkt, der Anteil von Erdgas und den erneuerbaren Energien steigt. Quelle: VDEW 1999 2004 Anteil (%) je Kraftwerksart am Erzeugungsmix vor der Liberalisierung heute Die Netto-Stromerzeugung umfasst die Produktion EVU-eigener Kraftwerke sowie die Kraftwerke der Deutschen Bahn. Einspeisungen der Industrie sind nicht enthalten Kernenergie = -12%, Braunkohle = -10%, Steinkohle = -15%, Erdgas = +100%, Regenerative Energie = +150%, Pumpspeicher = +50% Höhere Erzeugung ist vornehmlich bedingt durch Einspeisezuwächse privater Betreiber Erdgaskraftwerke und erneuerbaren Energien haben höhere variable Kosten der Stromerzeugung. Der Hauptanteil der Grenzkosten besteht aus variablen Kosten. Grenzkosten drücken die Kosten einer zusätzlichen Produktionseinheit aus. Fixkosten sind bei der Kostenbetrachtung einer zusätzlichen Einheit nur in sehr geringem Umfang relevant, bspw. wenn die zusätzliche Einheit Anlageinvestitionen zur Kapazitätserhöhung bedeuten würde. Summe der installierten Leistung 2004: MW, Summe Produktion: 529 TWh Es stellt sich nun die Frage, wie entwickelt sich denn der Kraftwerkspark weiter bis zu 2030

6 Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2030
über 50 % des Kraftwerksparks sind älter als 25 Jahre 48 % der Braunkohlekraftwerksleistung ist jünger als 10 Jahre 45 % der Steinkohlekraftwerksleistung ist älter als 30 Jahre Wind wird in 2034 nicht mehr staatlich gefördert ab Inbetriebnahme ab 2013. Investitionen in Erdgaskraftwerke sichern nur den heutigen Bestand an Erdgaskraftwerken Der Nationale Allokationsplan (NAP = Emissionshandel Co2) gibt Planungssicherheit im Karftwerksbau Wir sehen, dass das Tal wieder aufgefüllt werden muss, da in 2030 sicher noch genau soviel Energie verbraucht wird wie heute Quelle: Energieinstitut Stuttgart, Prof. Voss Quelle: VDEW Der Rückbau bestehender Produktionskapazitäten bei Kernkraft wird nicht durch den Zubau anderer Energieträger kompensiert

7 Kraftwerke im Bau oder in Planung
Neben den vier eingesessenen Betreibern planen vor allem internationale und lokale Wettbewerber verstärkt Kraftwerksneubauten Aktuell stehen 19 Kraftwerke zur Planung Diese Kraftwerke wären mit der Energiepreisentwicklung zu Beginn der Liberalisierung nicht machbar gewesen. Erst mit der aktuellen Preisentwicklung werden diese Projekte realisierbar. Wir sprechen nicht nur von den Kosten für Planung und Neubau, es sind auch Kosten für den Rückbau und Entsorgung die anfallen. Wie kommt denn diese Preisentwicklung zustande? Hierfür hat die Börse einen maßgeblichen Einfluss Quelle: Dow Jones TradeNews Energy

8 Chronologie des Großhandelsmarktes
April 1998 Oktober 2005 Juni 2000 August 2000 März 2001 Dezember 2001 Juni 2002 März 2005 Liberalisierung deutscher Energiemarkt Gründung LPX (Spot) Gründung EEX Beginn Terminmarkt (EEX) Zusammenbruch Enron Fusion LPX& EEX zur EEX, Leipzig Emissionshandel (EEX-Spot) (EEX-Termin) Hier sehen Sie die Entwicklung der Börse nach dem Beginn der Liberalisierung

9 Haupteinflussfaktoren auf Börse und Preise
Terminmarkt Technische Marktindikatoren: Chartanalyse, technische Analyse (Unterstützungslinien, Limits), Liquidität des gehandelten Produkts Fundamentaldaten Strom Mittelfristige Notierungen der Inputfaktoren (Kohle, Öl/Gas,CO2, €/$) Preisniveau am Spotmarkt Markteinflussfaktoren Änderung der Rahmenbedingungen, Marktentwicklung, Risiken Individuelle Einschätzung der Händler (Marktpsychologie) Spotmarkt Last und Lastverlauf (Kraftwerksverfügbarkeit, Nachfrageschwankungen) Wetter (Temperatur, Windeinspeisung, Speicherstände) Terminmarkt: Handelsfokus: Absicherung von Preisrisiken, (die bspw. mit der Strombelieferung einhergehen) durch finanzielle Gegengeschäfte Technische Marktindikatoren: Analyse auf Basis historischer Zeitreihen, daraus Definition von Preislimits und „Unterstützungslinien“, „Widerstandslinien“ Liquidität und Handelsteilnehmer: Je mehr Handelsteilnehmer ein Produkt bewerten, desto eher kann von einem gerechtfertigten bzw. unterstützten Preis gesprochen werden und desto wirkungsvoller wird Spekulation und Arbitrage verhindert. Zusätzlich sind aus liquiden Produkten resultierende „Marktpreise“ Referenzen eines effizienten Risikomanagements. Fundamentaldaten Strom: Notierungen für Primärenergieträger Kohle, Gas, Öl Co2: Jahresbänder Kohle und Öl sind direkt den Jahresbändern Strom zuzuordnen. Mittelfristige Auswirkungen kurzfristiger Ereignisse Die Kraftwerke der Mittellast stellen einen Erzeugungspuffer für unvorhergesehene Verbrauchsschwankungen dar. Der Rückbau dieser Kraftwerke führt auch dazu, dass kurzfristig relevante Effekte zunehmend Auswirkungen auch auf langfristige Handelsprodukte haben, da davon auszugehen ist, dass zukünftig die Auswirkungen bei ähnlichen Rahmenbedingungen eher bedeutender werden. Kurseinflüsse auf mittel- und langfristige Handelsprodukte können als Risikoprämie dafür interpretiert werden, dass zukünftig mit stärkeren Auswirkungen auf die Strompreise durch externe Ereignisse zu rechnen ist. Beispiel: Ein Streik in Frankreich, der heute die französische Kraftwerksverfügbarkeit und damit den Stromexport nach Deutschland beeinflusst, erhöht an der EEX die Spotpreise. Dies schlägt auch auf die Preise mittelfristiger Produkte (Y 2006) unter Druck, da davon auszugehen ist, dass in 2006 die Abhängigkeit des deutschen Marktes von französischen Lieferungen mindestens genauso groß sein wird. Aus diesem Grund wird heute das zukünftige Streikrisiko für z. B bereits in den Terminprodukten berücksichtigt. Markteinflussfaktoren: Ordnungsrahmen EnWG, CO2-Handel, Kraftwerksmix, Verknüpfung der europäischen Strommärkte Gewichtung des Einflusses auf die Börsenkurse Terminmarkt: Technische Marktindikatoren: 50 % Fundamentaldaten: 30 % Psychologie: 20 %  über die Hälfte der Kurseinflüsse ist nach ETG-Einschätzung nicht energiewirtschaftlich begründet. Spotmarkt: Fokus Kraftwerksoptimierung und physikalische Lieferung Last und Lastverlauf Mit steigender Last (=Nachfrage) steigen die Preise, da Kraftwerke, die flexibel einsatzfähig sind, höhere spezifische Erzeugungskosten haben. Das Preisniveau der Tagstunden liegt höher als in der Nacht, Belieferungen während der Wintermonate sind daher allgemein teurer als im Sommer. Ungeplante Lastschwankungen (Verbrauchs- sowie erzeugungsbedingt) stellen den Haupteinfluss auf die Strompreise dar. - Wetter Abweichungen von der Wettervorhersage können sowohl die Produktion als auch den Stromverbrauch beeinflussen. Beispiel : Tiefdruckgebiete im Winter: i.d.R. hohes Windaufkommen (Windstromeinspeisung) einhergehend mit wärmeren Temperaturen. Überkapazitäten konventioneller Kraftwerke drücken auf die Preise. Der Ausgleich erfolgt über den Spotmarkt. Am Spotmarkt findet der Handel von Restmengen heute für Belieferung morgen statt. Kurzfristige Einflussgrößen (Wetter, Windeinspeisung, Flußwasser- und Speicherpegel, Temperaturen, Streiks) auf der Produktions- und Nachfrageseite bestimmen den Auktionspreis jeder Stunde.

10 Gehandelte Menge Es stellt sich immer wieder die Frage, welche Mengen werden an der Börse gehandelt. Es zeigt sich deutlich, dass Termin- und OTC Geschäfte den Schwerpunkt darstellen. Gesamter Energieabsatz in BRD 529 TWh bei MW, ca h.p.a Quelle: VDEW

11 Energiekostenexplosion
Energiepreis und Kostensteigerung Aktueller Stand Ausblick Sie haben nun einen kleinen Einblick in den Part Energie und Börse erhalten. Angesprochen wurde zuvor noch die Fundamentaldaten. Diese geben den aktuellen Stand der Energiepreise und deren Einflussfaktoren wieder.

12 Großhandel EEX: Börsenkurse Cal 07 - Cal 09 Base
Base = Grundlast, Band über 8760 h d.h. Stromlieferung- Bezug von konstanter Leistung über 24h eines jeden Tages der Lieferperiode. Einflussfaktoren auf den Basepreis sind: Kohlepreis und der Einsatz von Grundlastkraftwerken (KKW, Braunkohle, Laufwasser) 2007 teuer, da der (Brennstoffkosten) Kohlepreis für das Frontjahr am teuersten ist und in den Nachfolgenden Jahren günstiger gehandelt wird. Co2 ist in die Jahre 2008 und folgend noch nicht voll eingepreist.

13 Großhandel EEX: Börsenkurse Cal 07 - Cal 09 Peak
Spitzenlast. Kennzeichnet den Lasttyp für Stromlieferung oder Strombezug konstanter Leistung über 12 Stunden von 08:00 bis 20:00 Uhr eines jeden Wochentages (Montag bis Freitag) einer Lieferperiode. Einflussfaktoren auf den Peakpreis sind: Gaspreis und der Einsatz von Spitzenlastkraftwerken (GuD, PumpspeicherKW) 2007 teuer, da der (Brennstoffkosten) Gaspreis für das Frontjahr am teuersten ist und in den Nachfolgenden Jahren günstiger gehandelt wird.

14 Kohlepreise (loco ARA)
Kohlepreise steigen kontinuierlich Schritt für Schritt: 2007 etwa +0,55 $/t, 2008 etwa +0,60 $/t Einfluß auf den Kohlepreis sind die Transport und Frachtkosten sowie die Nachfrage am Weltmarkt.

15 Wechselkurs US Dollar-Euro (EZB)
Der Schwankungskurs vom Dollar hat somit einen erheblichen Einfluß auf die Brennstoffkosten sowie auf die Transportkosten. Die Handelswährung ist der Dollar. Dieser unterliegt dem Vertrauen der Wirtschaft und Politik in diese Währung.

16 Großhandel EEX: CO2-Zertifikate
CO2 ist aufgrund gestiegener Ölpreise ebenfalls gestiegen (+0,25 €/t); im Hoch heute Morgen sogar bei 27,45 €/t gehandelt. Für Lieferungen im Jahr 2008 ff. ist die CO2-Klausel zwingend erforderlich. Grund ist, dass die Bundesregierung für die 1. Kyoto-Handelsperiode von 2008 bis 2012 einen neuen Allokationsplan erstellen muss und zur Umsetzung eine Novellierung der Gesetzgebung (TEHG) erforderlich ist. Dadurch ist eine Änderung beim Emissionshandel nicht auszuschließen.

17 Preisentwicklung Brent-Öl (Brent Crude)
Die Ölpreisbindung für langfristige Gaslieferverträge stammt aus den 60er Jahren. Ziel war damals, Gas gegenüber dem vorherrschenden leichten Heizöl wettbewerbsfähig zu machen. Die Ölpreisbindung wird auch in den meisten europäischen Nachbarländern angewandt. Argumente gegen die Gas-Ölpreiskopplung: Gasvorkommen werden heute unabhängig von der Ölförderung ausgebeutet. Nach Deutschland exportiertes Gas kommt hauptsächlich aus Russland, Öl aus den OPEC-Staaten Gas ist somit kein „Abfallprodukt“ der Ölförderung sondern separat zu betrachten. Theorie: Der Gaspreis wird über zuletzt gestiegene Ölpreise künstlich verteuert. Die eigenständige Preisfindung für Gas wird zu sinkenden Preisen führen. Arguemente für die Gas-Ölpreiskopplung: Nach wie vor wird parallel zu Öl Gas gefördert. Die Preisfindung ist in hohem Maß abhängig von der Liquidität des Marktes. Öl mit weltweiter Mobilität und hoher Nachfrage ist der am häufigsten gehandelte Primärenergieträger. Entsprechend zahlreich und international sind die Handelsteilnehmer, die den zustande kommenden Ölpreis rechtfertigen. Der Gasmarkt ist wesentlich weniger liquide, so dass der Aufbau von Marktmacht und Preismanipulation wesentlich einfacher erfolgen könnte, als bei Öl. Theorie: Die Gaspreiskopplung jetzt, bei hohen Ölpreisen, aufzugeben, heißt das im Öl vorhandene Preissenkungspotential für Gas nicht zu nutzen und bei der Gaspreisfindung den Hauptexporteuren ausgeliefert zu sein. Die Preisentwicklung für Gas folgt zeitversetzt dem Ölpreis Der Einfluss der Primärenergiepreisschwankungen auf den Strompreis hängt vom Anteil der variablen Kosten an den gesamten Stromerzeugungskosten ab

18 Gas-Borderpreis durchschnittlicher Grenzübergangspreis aller Gaslieferungen nach Deutschland. Nach Auskunft ETG Gas (Hr. Decker) sind rund 95 % der Mengen, deren Preise in den Index eingehen, an den Ölpreis gekoppelt.

19 Preisentwicklung im europäischen Großhandel - Grundlaststrom für das Jahr 2006
€ / MWh 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 Jan-05 Feb-05 Mär-05 Apr-05 Mai-05 Jun-05 Jul-05 Aug-05 Sep-05 Okt-05 Deutschland Frankreich Niederlande Nordpool Großbritannien Nordpool: Fast nur Wasserkraft Deutschland guter Erzeugungspark und Energiemix Frankreich exportiert viel England Importiert viel Energie Quelle: VDEW

20 Strom-Außenhandel Deutschland ist ein Strom- Transitland
Netzengpässe stellen nicht allein die Grenzübergabestellen dar sondern auch die Kapazität des nachgelagerten Netzes In 2005 gab es einen deutlichen Wandel von Import und Export Der Stromaustausch mit dem Ausland beeinflusst zunehmend die Strompreise und das Stromangebot in Deutschland Der grenzüberschreitende Stromaustausch beträgt rund 20 % der in Deutschland produzierten Menge. Dabei ist der grenzüberschreitende Austausch geprägt von langfristigen Lieferverpflichtungen (bspw. aus Kraftwerksbeteiligungen) Außenhandelssaldo Deutschland 2002: 0,7 TWh, 2003: 8 TWh, 2004: 7,5 TWh Vorbereitung der Erweiterung der UCTE-Netze nach Osteuropa: Chancen für Spothandel und steigende Relevanz internationaler Einflussfaktoren Polen ist größter Kraftwerksstandort Osteuropas, Tschechien folgt hinter Rumänien an dritter Stelle. Kurzfristige Stromknappheiten können durch gleichzeitigen Stromabfluss ins Ausland weiter verschärft werden die national unterschiedliche Kraftwerksstruktur hat Auswirkungen auf den Strom-Außenhandel: Deutschland profitiert von französischer und tschechischer Grundlast, das durch Gaskraftwerke in Holland höhere Preisniveau führt zu (Grundlast-)Exporten nach Benelux Quelle: VDN

21 Netznutzungsentgelte Stand Oktober 2005
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 Durchschnitt aller Netzbetreiber EnBW AG Min Max Ct/kWh Niederspannung Mittelspannung Hochspannung Niederspannung Standardlastprofil-kunden Entgelte netto ohne KA, KWK, etc. inkl. Risikozuschlag für synth. Profil inkl. Eintarifzähler Entgelte lastprofilgemessener Kunden netto, ohne KWK, KA etc. ohne Lastprofilmessung 5.000 13.000 20.000 2000 h 4000 h 5000 h 6000 h 8000 h Ein weitere Bestandteil der Stromkosten sind die Netznutzungsentgelte. Ziel des EnWG ist das Unbundling und die Überprüfung der Netznutzungsentgelte, da die eine nicht unwesentliche Rolle in den Stromkostenanteil darstellen. Ex-ante-Genehmigungspflicht für Netzentgelte (Erhöhung der Netzentgelte muss der Regulierungsbehörde angezeigt werden; die Behörde hat 2 Monate Zeit, dazu Stellung zu nehmen) ein System der Anreizregulierung muss innerhalb eines Jahres von der Regulierungsbehörde entwickelt und dann auch automatisch umgesetzt werden. Ziel ist die Entkopplung von Kosten und Erlösen.

22 Steuern und Abgabenbelastung des Strompreises
Die Belastung des Strompreises durch Steuern und Abgaben hat sich seit 1998 verfünffacht, und seit 2000 nahezu verdoppelt. Quelle: VDEW

23 Energiekostenexplosion
Energiepreis und Kostensteigerung Aktueller Stand Ausblick

24 Überblick: durchschnittliche Strompreisentwicklung produzierendes Gewerbe
Hier sehen Sie nochmals die Zusammenfassung aller Kostenbestandteile. Die Einflussfaktoren welche die Strompreise nach oben treiben habe ich Ihnen in den vergangenen 30 Minuten aufgezeigt. Wie sie sehen ist das EVU nicht maßgeblich für die Kostensteigerung verantwortlich. Wofür Sie jedoch verantwortlich ist, ist die Verantwortung, dass auch noch in den Folgejahren Energieproduziert werden kann, dafür müssen neue Kraftwerke geplant und gebaut werden. Diese Kosten müssen zuerst erwirtschaftet werden, bevor die Umsetzung erfolgt. Quelle: VIK

25 Entscheidende politische Weichenstellungen
Energiewirtschaftsgesetz - Genehmigung von Netzentgelten - Anreizregulierung - Unbundling Erneuerbares Energien Gesetz - Ziele laut Koalitionsvertrag: - Entlastung der Härtefallkunden - Verfahren zur Berechnung der EEG-Belastung soll transparenter werden CO2- Emissionshandel - 2. Handelsperiode von 2008 bis 2012 - Bundesregierung muss bis zum einen Nationalen Allokationsplan für diesen Zeitraum vorlegen - Ziel ist eine weitere Reduktion der CO2-Emissionen, d.h. weitere Verknappung von Emissionsrechten - Umsetzung in nationales Recht erforderlich (Novellierung des TEHG) - Verfahren zur Ausgabe von Zertifikaten ist noch nicht festgelegt Energiewirtschaftsgesetz: NN reduziert die Kosten Anreizregulierung reduziert Sie Unbundling erhöt Sie EEG – Gesetz: Entlastung erhöht da Verteilung auf den Rest Co2 Erhöht

26 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit.

27 Energiekostenexplosion
Back Up

28 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit.

29 Fazit Der Großhandelsmarkt für Strom ist gekennzeichnet durch
funktionierender Wettbewerb auf europäischer Ebene globale Einflussgrößen gewinnen an Gewicht Zunahme der volatilität an den Energiemärkten Zunahmen der Risiken für alle Marktteilnehmer Funktionierendes Risikomanagement Terminmarkt: Handelsfokus: Absicherung von Preisrisiken, (die bspw. mit der Strombelieferung einhergehen) durch finanzielle Gegengeschäfte Technische Marktindikatoren: Analyse auf Basis historischer Zeitreihen, daraus Definition von Preislimits und „Unterstützungslinien“, „Widerstandslinien“ Liquidität und Handelsteilnehmer: Je mehr Handelsteilnehmer ein Produkt bewerten, desto eher kann von einem gerechtfertigten bzw. unterstützten Preis gesprochen werden und desto wirkungsvoller wird Spekulation und Arbitrage verhindert. Zusätzlich sind aus liquiden Produkten resultierende „Marktpreise“ Referenzen eines effizienten Risikomanagements. Fundamentaldaten Strom: Notierungen für Primärenergieträger Kohle, Gas, Öl Co2: Jahresbänder Kohle und Öl sind direkt den Jahresbändern Strom zuzuordnen. Mittelfristige Auswirkungen kurzfristiger Ereignisse Die Kraftwerke der Mittellast stellen einen Erzeugungspuffer für unvorhergesehene Verbrauchsschwankungen dar. Der Rückbau dieser Kraftwerke führt auch dazu, dass kurzfristig relevante Effekte zunehmend Auswirkungen auch auf langfristige Handelsprodukte haben, da davon auszugehen ist, dass zukünftig die Auswirkungen bei ähnlichen Rahmenbedingungen eher bedeutender werden. Kurseinflüsse auf mittel- und langfristige Handelsprodukte können als Risikoprämie dafür interpretiert werden, dass zukünftig mit stärkeren Auswirkungen auf die Strompreise durch externe Ereignisse zu rechnen ist. Beispiel: Ein Streik in Frankreich, der heute die französische Kraftwerksverfügbarkeit und damit den Stromexport nach Deutschland beeinflusst, erhöht an der EEX die Spotpreise. Dies schlägt auch auf die Preise mittelfristiger Produkte (Y 2006) unter Druck, da davon auszugehen ist, dass in 2006 die Abhängigkeit des deutschen Marktes von französischen Lieferungen mindestens genauso groß sein wird. Aus diesem Grund wird heute das zukünftige Streikrisiko für z. B bereits in den Terminprodukten berücksichtigt. Markteinflussfaktoren: Ordnungsrahmen EnWG, CO2-Handel, Kraftwerksmix, Verknüpfung der europäischen Strommärkte Gewichtung des Einflusses auf die Börsenkurse Terminmarkt: Technische Marktindikatoren: 50 % Fundamentaldaten: 30 % Psychologie: 20 %  über die Hälfte der Kurseinflüsse ist nach ETG-Einschätzung nicht energiewirtschaftlich begründet. Spotmarkt: Fokus Kraftwerksoptimierung und physikalische Lieferung Last und Lastverlauf Mit steigender Last (=Nachfrage) steigen die Preise, da Kraftwerke, die flexibel einsatzfähig sind, höhere spezifische Erzeugungskosten haben. Das Preisniveau der Tagstunden liegt höher als in der Nacht, Belieferungen während der Wintermonate sind daher allgemein teurer als im Sommer. Ungeplante Lastschwankungen (Verbrauchs- sowie erzeugungsbedingt) stellen den Haupteinfluss auf die Strompreise dar. - Wetter Abweichungen von der Wettervorhersage können sowohl die Produktion als auch den Stromverbrauch beeinflussen. Beispiel : Tiefdruckgebiete im Winter: i.d.R. hohes Windaufkommen (Windstromeinspeisung) einhergehend mit wärmeren Temperaturen. Überkapazitäten konventioneller Kraftwerke drücken auf die Preise. Der Ausgleich erfolgt über den Spotmarkt. Am Spotmarkt findet der Handel von Restmengen heute für Belieferung morgen statt. Kurzfristige Einflussgrößen (Wetter, Windeinspeisung, Flußwasser- und Speicherpegel, Temperaturen, Streiks) auf der Produktions- und Nachfrageseite bestimmen den Auktionspreis jeder Stunde.

30 Marktkommentar Informationen Strom
Am Spotmarkt bleibt das Preisniveau weiterhin sehr hoch. Die erste Januarwoche, die aufgrund der Ferientage tendenziell niedrig quotiert, wurde in Deutschland mit 54,0 €/MWh im Base (74,4 €/MWh Peak) und in Frankreich mit 63 €/MWh Base (99 €/MWh Peak) gesettled. In Frankreich wurde aufgrund der anhaltenden Kälte am 6. Januar mit 83,3 GW in der Abendspitze die bisherigen Höchstmarken vom Vorjahr fast erreicht. Auch in absehbarer Zeit kann nicht von einer wesentlichen Entspannung am Spotmarkt ausgegangen werden. Als Gründe sind unverändert die knappe Angebotssituation in Frankreich, niedrige Laufwasser- und Windproduktion sowie niedrige Pegelstände in den Jahresspeichern zu nennen. Mit Ende der Ferienzeit haben auch die Handelsumsätze im Terminmarkt wieder stark zugenommen. Im Frontmonat ist die Nervosität der Handelsteilnehmer am deutlichsten abzulesen. Intraday-Schwankungen von bis 2 €/MWh für den Februar sind fast schon normal. Auch in den weiteren Terminprodukten ist die Volatilität deutlich angestiegen. Die Schwankungen werden zumindest so lange anhalten, bis ein Ende der preissensitiven Winterwochen in Sichtweite ist.

31 Marktkommentar Informationen Kohle / Fracht Informationen Öl / Gas
Der Kohlemarkt ist der stabile Anker unter den Rohstoffmärkten. Sowohl die Notierungen für die Quartale in 2006 als auch das Cal 07 tendieren seitwärts. Das Contango zwischen 2006 und 2007 ist mit 3 € nach wie vor sehr fest, während der Preisaufschlag 2007/08 nur marginal ist. Informationen Öl / Gas Die Ölmärkte zeigten in den vergangenen Tagen ein nervöses Bild. Geopolitische Ängste wie der Gasstreit Russland-Ukraine, der schwelende Atomstreit mit dem Iran halten den Markt in Atem. Rohöl der Sorte Brent für den Frontmonat hat sich in den ersten Handelstagen 2006 deutlich über der 60-Dollar Marke gehalten. Auch wird sich während der Wintermonate keine nennenswerte Entspannung ergeben. Informationen Emissionszertifikate Der CO2-Markt folgt den bullishen Signalen aus den Gas- und Ölmärkten. Auf der Verkäuferseite werden zu einem großen Teil Finanzinstitute gesehen, die angeblich für Industriekunden verkaufen. Für die zweite Handelsperiode hat die EU-Kommission einen Leitfaden für die Zuteilung von CO2-Emissionsrechten herausgegeben. Die EU-Staatensollen sich bei der Erstellung der Allokationspläne daran orientieren.

32 Kostenbestandteile : Fixe und variable Stromerzeugungskosten
80% 50% 20% Grundlastkraftwerk (KKW, Braunkohle, Laufwasser) 6000 h bis >7000 h Mittellastkraftwerk (Steinkohle, GuD) von 3000 > über 5000 Spitzenlastkraftwerk (Gasturbine, PumpspeicherKW) teilw. < 1000 h Fixkosten variable Kosten Grundlastkraftwerke tragen 50% der Jahreshöchstlast und 70 % des Energieverbrauchs Mittellastkraftwerke: häufiger Lastwechsel Spitzenlastkraftwerke: Mehrmals tägliches An- und Abfahren mit kurzen Anfahrtszeiten und hohen Leistungsänderungsgeschwindigkeiten Allgemein: Die Gesamtkosten des Kraftwerksbetriebs setzten sich aus den fixen und variablen Kosten zusammen. Zum Vergleich sind die Kosten normiert. Fixkosten fallen unabhängig vom Kraftwerkseinsatz an. Je höher der Anteil Fixkosten an den Gesamtkosten, desto niedriger sind die variablen Kosten. Je höher der Fixkostenanteil an den Gesamtkosten, desto mehr Volllaststunden läuft das Kraftwerk. Je flexibler der Kraftwerkseinsatz (an- und Abfahren der Anlage), desto weniger Volllaststunden ist das Kraftwerk im Einsatz Volllaststunden und Fixkosten sind korelliert Quelle: TU clausthal, eigene Berechnungen

33 Steuern und Abgabenbelastung des Strompreises
Quelle: VEA, VDEW

34 Kraftwerkskapazität und Stromerzeugung nach Primärenergieträgern (2003)
Leistung (%) Arbeit (%) Die installierte Leistung einer Kraftwerksart (Kraftwerkskapazität) ist unabhängig von ihrer tatsächlichen Stromerzeugung Wichtige Einsatzkriterien sind flexible Kraftwerksverfügbarkeit und variable Produktionskosten Bei Ersatzinvestitionen wird die Alternative mit der kürzeren Abschreibungsdauer bevorzugt (Fokus auf ROCE) 34 % der in Deutschland installierten Kraftwerkskapazität stammen aus Kernenergie- und Braunkohlekraftwerken. Beide Kraftwerksarten haben heute einen Anteil an der Gesamtproduktion von 58 %(siehe Grafik). Umgekehrt verhält es sich beispielsweise mit Erdgaskraftwerken und regenerativen Energien: Der Anteil an der Kraftwerkskapazität liegt wesentlich höher als es die tatsächlichen Stromproduktion erwarten ließe. Die Gesamtleistung aller deutschen Windkraftanlagen beträgt MW, die der Laufwasserkraftwerke MW. Gemeinsam mit den Photovoltaik-Anlagen haben das identische Leistungspotenzial aller deutschen Kernkraftwerke ( MW). Ihr Anteil an der Stromerzeugung beträgt jedoch nur 10 %. Kraftwerke mit hohen variablen Kosten sind in der Regel sehr flexibel und können zu Spitzenzeiten sowie zur Netzregulierung (Primärregelleistung) eingesetzt werden. Ersatzinvestitionen großer Kraftwerke in dezentrale kleinere Anlagen haben zwei preisrelevante Effekte: 1. Der Verlust von Größeneffekten zu einer Verteuerung der Erzeugungsstruktur. 2. Dezentrale Anlagen haben ein anderes Kostenverhältnis von fixen und variablen Kosten, der Fixkostenanteil ist niedriger, die variablen Kosten höher. Die variablen Kosten sind, wie oben gesehen entscheidend zur Berechnung der Grenzkosten (Produktionskosten einer zusätzlichen kWh) Die gleiche Stromerzeugung wird zukünftig durch den Verlust von Größeneffekten mehr Kraftwerkskapazität erfordern Quelle: VDEW

35 Strompreisentwicklung in Anlehnung an VIK
155 145 135 125 115 105 95 85 % Rohölpreis über $50 Beginn Handel CO2 Hurricane Katarina Rohölpreis über $70 EnWG (Beginn Liberalisierung) Jahreshöchst- stände EEX VVII, Veröffentlichung der Netznutzungsentgelte Kyoto Protokoll tritt in Kraft VVI VVII plus Beginn Börsenhandel KWK modG Zuteilung Em.-Zert. für CO2 Handel EEG KWKG Regulator nationaler Allokationsplan Erste Missbrauchverfahren gegen Netzbetreiber 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 Stand 08/2005, Quelle: