Transcript Gas-, Kohle- und CO -Preise Thomas Kalitzky 2

Gas-, Kohle- und CO2-Preise
Thomas Kalitzky
Energiesysteme
TU Berlin
Seminar WS 2005/06
Hintergrund und Fragestellung
 Die CO2-Preise weisen deutliche Korrelationen mit
den Gas- und Kohlepreisen auf.
 Wodurch sind diese Märkte miteinander
verbunden ?
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 Was bestimmt die Preisbildung auf dem CO2Markt ?
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Agenda
1. Preisbildung und preisbeeinflussende Faktoren
auf dem CO2-Markt
2. Fallbeispiel Kraftwerkspark UK
3. Empirische Beobachtungen
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4. Ausblick
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Preisbildung auf Zertifikatemärkten I
Handel sorgt für kostenoptimale Zielerreichung
A
B
Zuteilung A =
Zuteilung B
BAU
Marginal
Abatement
Marktpreis
Jährliche Emissionen
Verkauf A an B
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Costs
Preisbildung auf Zertifikatemärkten II
Marktpreisermittlung mit MAC-Kurve und Reduktionserfordernis
Europäische MAC-Kurve
Minimale
Reduktionerfordernis
Maximale
Reduktionserfordernis
Marginal
Abatement
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Costs
Reduktionserfordernis
MAC und gesamteuropäische Reduktionserfordernis
bestimmen den Marktpreis !
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Preisbeeinflussende Faktoren Nachfrageseite
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Ermittlung der Reduktionserfordernis
Quelle: Chris Rowland (DrKW), Vortrag: Emission Trading Today and Tomorrow, Berlin November 2005
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Preisbeeinflussende Faktoren Angebotsseite I
 Wodurch werden die MAC´s bestimmt ?
 Begrenzte Möglichkeiten der CO2-Reduktion im
Industriesektor
 Lange Vorlaufzeit für Emissionsreduktionsinvestitionen
 Stark begrenztes CER Angebot
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Fuelswitching (Kohle zu Gas) als wichtigste
kurzfristige Reduktionsmöglichkeit !
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Fuelswitching I
 Funktionsweise
 Senkung der Produktion (und Emission) eines
Steinkohlekraftwerks durch Erhöhung des
Auslastungsgrades eines modernen GuD´s.
 Annahme
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 Wirkungsgrad GuD: 55 %
 Wirkungsgrad Steinkohlekraftwerk: 35 %
 Brennstoffspez. CO2-Emissionen Gas: 0,2 t/MWhth
 Brennstoffspez. CO2-Emissionen Kohle: 0,32 t/MWhth
Senkung der spez. CO2-Emissionen von
0,91 t/MWhel auf 0,36 t/MWhel
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Fuelswitching II
 Möglichkeiten und Grenzen
 In Europa 2003 ca. 70.000 MW GuD installiert. Reales
Fuelswitching-Potential abhängig von aktuellem und
technisch maximalem Auslastungsgrad
Ca. 77 Mio. t CO2-Reduktion p.a. bei
Erhöhung der Auslastung um 2000 h p.a
möglich.
 Grenzen des Fuelswitching:
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 technisch: Maximaler Auslastungsgrad GuD
 rechtlich: Stilllegung des Steinkohlekraftwerkes
Quelle: Eurostat 2005
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Preisbeeinflussende Faktoren Angebotsseite II
 Die MAC´s des Fuelswitching bestimmen die CO2-Preise
 MAC´s des Fuelswitching entsprechen im Wesentlichen
der Differenz der Brennstoffkosten GuD´s und des
Steinkohlekraftwerks bezogen auf die
Emissionsreduktion:
MACFS  cFS 
gas
ecoal
coal


pcoal
coal
egas
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pgas
gas
Welche Wirkungsgrade sind realistisch ?
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Preisbeeinflussende Faktoren Angebotsseite III
 Welche Rolle spielen die Strompreise ?
 Strommarkt ist das Verbindungsglied zwischen GuD- und
Kohlekraftwerksbetreibern.
 Einpreisung der CO2-Zertifikate und marktgerechte
Kraftwerkseinsatzplanung essentiell, damit Strommarkt
Steuerungsfunktion übernehmen kann.
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 Wenn Strompreis Wettbewerbspreis (p=GK), so basiert er
im wesentlichen auf Brennstoff- und CO2-Kosten.
Theoretisch ergeben sich durch die
Betrachtung der Strompreise keine neuen
Marktinformationen. Auf Unternehmensebene
dennoch hoch relevant.
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Fallbeispiel Kraftwerkspark UK I
 Vorbemerkung zur Analyse
 Ziel: Ermittlung der MAC´s für den Kraftwerkspark Großbritanniens
durch Evaluation der realen Fuelswitching-Möglichkeiten.
 Vorgehen:
Erfassung des kompletten Kraftwerksparks
Ermittlung der Wirkungsgrade für alle GUD´s und Kohlekraftwerke
Rangreihung der Kraftwerke nach ihrem Wirkungsgrad
Ermittlung von Fuelswitching-Kosten für verschieden
Reduktionsmengen
 Hintergrund / Warum UK ? :
 Besonders große Fuelswitching-Potentiale, da viele nicht ausgelastete
GUD´s
 Sehr gute Datenlage vorhanden
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



Fallbeispiel Kraftwerkspark UK II
 Annahmen
Wirkungsgrade: Annahme eines linearen
Zusammenhangs zwischen Baujahr und Wirkungsgrad.
Per cent
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Combined cycle
gas turbine stations
46,6
46,6
46,6
46,7
47,2
46,4
46,8
Coal fired stations
35,5
35,8
36,2
35,8
36,3r
36,5r
36,2
Nuclear stations
36,5
36,8
37,3
37,3
37,6
38,1
37,9
Quelle: United Kingdom, Department of Trade and Industry, 2005.
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Thermal efficiency
Fallbeispiel Kraftwerkspark UK III
 Schwierigkeit: Ermittlung der Fuelswitching-Leistung
 Verfügbare Fuelswitching-Leistung der GUD´s: Maximaler
Auslastungsgrad ?
 Verfügbare Fuelswitching-Leistung der Kohlekraftwerke: Minimaler
Auslastungsgrad ?
Per cent
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Combined cycle
gaturbine stations
71,2
81,7
79,2
84,0
75,0
69,7
70,0r
59,8
60,3
Nuclear stations
76,5
79,1
80,1
77,5
70,5
76,1
75,1r
77,8r
71,0
Natural flow
24,1
28,8
36,7
38,0
37,2
27,4
33,8
22,5
37,2
6,2
5,9
6,4
11,5
10,7
9,6
10,5
10,8
10,5
43,7
37,3r
38,9r
35,3
39,2r
40,2r
40,6r
50,0
47,7
..
48,4
50,6r
43,8
50,8
56,0
55,9
65,0
62,0
Pumped storage
Conventional thermal
and other stations (4)
of which coal-fired
stations
Quelle: United Kingdom, Department of Trade and Industry, 2005.
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Plant load factor
Fallbeispiel Kraftwerkspark UK IV
 Emissionen
Spezifische Emissionen
Spezifische Emissionen Kohlekraftwerk
Spezifische Emissionen GUD
1,0
0,9
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0
10
20
30
40
50
60
Fuelswitching Arbeit TWh
Annahme: Steinkohle läuft mindestens 3800 h p.a.
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Emissionen t/MWh
0,8
Fallbeispiel Kraftwerkspark UK V
 Emissionen
Spezifische Emissionen
Spezifische Emissionen Kohlekraftwerk
Spezifische Emissionen GUD
1,0
0,9
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0
50
100
150
200
Fuelswitching Arbeit TWh
Annahme: Steinkohle kann stillgelegt werden
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Emissionen t/MWh
0,8
Fallbeispiel Kraftwerkspark UK VI
 MAC´s in Abhängikeit von Kohle und Gaspreis
MACmax=180
gas  47%
Marginal
Kohle  36%
Abatement
Costs
€/tCo2
Gaspreis
€/ MWh
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Pgas_max=40
Kohlepreis
€/ MWh
PKohle_max=30
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Empirische Relevanz I
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 Synthetische CO2 Preise
Quelle: Dresdner Kleinwort Wasserstein 2005
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Empirische Relevanz II
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 Korrelationen
Quelle: European Climate Exchange 2005
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Ausblick I
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 Zusammenwachsen der Märkte
Quelle: Thomas Piper (RWE Trading GmbH), Vortrag: The CO2-Effect, Berlin 2005
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Ausblick II
 Realoptionen
 Fuelswitching-Möglichkeiten im Kraftwerkspark haben
Realoptionscharakter: Flexibilität CO2 zu reduzieren oder es
zu lassen.
 Underlying = CO2 –Preis
Ausübungspreis = Fuelswitching-Kosten
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Bei Investitionen ist die
Fuelswitchingmöglichkeit zu berücksichtigen.
Optionen haben einen Wert!
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Vielen Dank für die
Aufmerksamkeit !
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