Zusammenfassung
Erste Erfahrungen aus der Praxis nach der Novellierung des deutschen EnWG zeigen, daß trotz Einführung von Wettbewerb bei Fortbestand der bilateralen Beziehungen die in Abschnitt 3.5 erläuterte traditionelle Vergütungsstruktur in neuen Verträgen — zumindest zunächst noch — häufig anzutreffen ist. Insofern ¡st es gerechtfertigt, die traditionelle Vergütungsstruktur für die Verfügbarkeitsoptimierung in Teil C im Grundsatz beizubehalten.
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Literatur
Da es sich bei der Vergütung für Verfügbarkeit um ein weiteres Element im Rahmen der Vergütung der Produkte des Kraftwerksbetriebs handelt, wird im folgenden der bereits bei Arbeit und Leistung eingeführte Erlösbegriff analog auf die Verfügbarkeit übertragen. Die Vergütung für Verfügbarkeit wird demnach als Verfügbarkeitserlös bezeichnet. Dieser Begriff wird auch dann beibehalten, wenn sich im folgenden eine Vergütungsregelung für Verfügbarkeit, die von den üblichen Strukturen (gelieferte Ausbringungsquantität multipliziert mit ihrem Einheitspreis) abweicht, als geeignet erweist.
Aufgrund des fehlenden Bezugs zwischen der Herstellung von Verfügbarkeit und den in das Arbeitsergebnis einfließenden Größen werden letztere zur Vereinfachung im Zusammenhang mit der Konzeption des Verfügbarkeitserlöses zunächst nicht weiter betrachtet. Formell kann damit der Wert 0 DM für das Arbeitsergebnis zugrunde gelegt werden. Mit Erläuterung der Einbindung des Verfügbarkeitserlöses in das Ergebnis der Kraftwerke wird das Arbeitsergebnis erneut aufgegriffen.
Der Inhalt des Begriffs „Normalkosten“ (vgl. Kilger 1987, S. 56 oder Kloock/Sieben/Schildbach 1993, S. 63) wird sinngemäß auch auf die Verfügbarkeit und ihre unterlagerten Begriffe übertragen. Unter Normalwert der Verfügbarkeit — auch als Normal-Verfügbarkeit bezeichnet — wird hier also die in der Vergangenheit durchschnittlich erreichte Verfügbarkeit verstanden.
Die funktionalen Zusammenhänge sind in Abbildung 12 zunächst nur vereinfacht linear dargestellt. Die Einflußgrößen auf den Funktionsverlauf werden in Abschnitt 6.3 ausführlicher diskutiert.
Dabei wird vereinfachend angenommen, daß der traditionelle Leistungserlös dieselbe Höhe wie die gesamten Leistungskosten aufweist (siehe zu dieser Annahme auch die diesbezüglichen Ausführungen im Zusammenhang mit der Erläuterung von Abbildung 13 weiter unten). - Ein funktionaler Zusammenhang für den Verfügbarkeitserlös in der Option „Ergänzung“ läßt sich — wie später in Abschnitt 6.4 abgeleitet — bei Vorliegen lediglich einer Stützstelle auch theoretisch fundieren und für praktische Anwendungen quantifizieren. Die Option „Ersatz“ demgegenüber besitzt neben dem Wertepaar (VN;EL,trad) mit (0;0) eine weitere durch die Konzeption vorgegebene Stützstelle für die Funktion EL + Ev= f (V) und besitzt damit einen Freiheitsgrad weniger als die Option „Ergänzung“. In Folge dessen ist die Gestaltbarkeit der Funktion des Verfügbarkeitserlöses stärker eingeschränkt als in der Option „Ergänzung“. Im Falle der in Abbildung 12 dargestellten Gerade als Funktion des Verfügbarkeitserlöses ¡st sie sogar eindeutig bestimmt. In der Option „Ersatz“ wirkt sich damit nachteilig aus, daß der Verfügbarkeitserlös nicht beziehungsweise weniger im Sinne der Aufgabenstellung gestaltet werden kann. Statt dessen resultiert er ganz oder teilweise aus einer Vereinbarung über den Leistungserlös in neuer Sichtweise, die jedoch nicht unbedingt auf die Zielsetzung nach Verfügbarkeitsoptimierung zurückzuführen sein muß. Auch bei den zwischen diesen beiden Extrema liegenden Möglichkeiten resultiert die zweite Stützstelle (0;EL) aus übergreifenden Festlegungen für den Leistungserlös in neuer Sichtweise. Darunter fällt auch — um das oben bereits benutzte Beispiel erneut aufzugreifen — die Vereinbarung zwischen Kraftwerk und Kunde, die Kapitalkosten verfügbarkeitsunabhängig in Höhe von EL,Kap,trad zu vergüten. Für eine Funktion des Verfügbarkeitserlöses nach Option „Ersatz“ findet sich jedoch nur in einem Ausnahmefall ein Begründungshintergrund. Wenn die verfügbarkeitsunabhängige Vergütung der Kapitalkosten mit dem Ordinatenschnittpunkt (0;EL,Kap,trad) vereinbart wird (siehe auch oben genanntes Beispiel), ist der Verfügbarkeitserlös im Rahmen seiner verbliebenen Freiheitsgrade genau auf den zu ihm gehörenden Teilprozeß „Herstellung von Verfügbarkeit“ abzustimmen. Um die Ergebnisrelevanz eines derartigen Verfügbarkeitserlöses seitens der Kraftwerke beurteilen und damit seine Steuerungsaufgabe erfüllen zu können, müßte die Kraftwerksleitung eine Vorstellung über den korrespondierenden Verlauf der Betriebskosten in Abhängigkeit von der Verfügbarkeit besitzen. Aber gerade dieser Zusammenhang zwischen Betriebskosten und Verfügbarkeit ist nach Abschnitt 4.3.1 nicht quantitativ ermittelbar. Die Kraftwerksleitung hat also keine Möglichkeit, sich im vorhinein eine Einschätzung über das zu erreichende Verfügbarkeitsoptimum zu verschaffen. In allen anderen Einbindungsoptionen für den Verfügbarkeitserlös läßt sich dafür kein verfügbarkeitsbezogener Begründungshintergrund ableiten.
Die im traditionellen Leistungserlös zur Ermöglichung einer Refinanzierung darüber hinaus enthaltenen Zuschläge für die Kraftwerksbetreiber werden in dieser vereinfachten Sichtweise vernachlässigt
Die Ausdrücke f (A·pA) und f (L·pL) aus Abbildung 11 weisen darauf hin, daß in der Realität differenziertere Vergütungen auftreten können (siehe auch Abschnitt 3.5). Diese sind jedoch für die vorliegende Arbeit ohne Bedeutung und werden daher nicht weiter konkretisiert.
Ewert/Wagenhofer 1997, S. 563.
Kloock 1992, Sp. 2554.
Einige Verfasser betrachten die Motivationsfunktion als integralen Bestandteil der Koordination (vgl. beispielsweise Küpper 1997, S. 347).
Vgl. beispielsweise die Übersichten bei Ewert/Wagenhofer 1997, S. 565, Kloock 1992, Sp. 2555, Laufen, 1980 S. 320, Hax 1981, Sp. 1689 ff., Küpper 1997, S. 347 oder Ossadnik 1996, S. 231 f.
Vgl. o. V. 1993b, S. 651, Hax 1981, Sp. 1691 oder Horváth 1996, S. 567.
Vgl. Küpper 1997, S. 349 f. und Hellwig 1993, Sp. 2057 ff.
Vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 605 ff., Hellwig 1993, Sp. 2059 und Küpper 1997, S. 349.
Vgl. Küpper 1997, S. 350 ff. Zu den Inhalten der Ist-, Normal- und Plankostenbegriffe vgl. beispielsweise Hummel/Männel 1986, S. 112 ff. oder Kilger 1987, S. 54 ff. Für den Verrechnungspreis auf Basis von Grenzkosten plus Opportunitätskosten (zum Inhalt dieses Begriffs vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 589) sind in der deutschsprachigen Literatur auch andere Begriffe wie Knappheitspreis (vgl. Horváth 1996, S. 569), nutzenorientierter (vgl. Hax 1981, Sp. 1692 und Drumm 1989, Sp. 2171) und entscheidungsfeldorientierter Verrechnungspreis (vgl. Küpper 1997, S. 355) gebräuchlich. Eine zusammenfassende Darstellung der Vorgehensweise zur Bestimmung, den Voraussetzungen und den auftretenden Problemen dieser Verrechnungspreisarten findet sich beispielsweise bei OSSADNIK (vgl. Ossadnik 1996, S. 232).
Vgl. Wagenhofer 1992, S. 650. Zur Klassifikation dieser Modelle vgl. Frese/Glaser 1980, S. 114 f.
Da es sich hierbei um einen etablierten Forschungsstand handelt, wird hier darauf nicht näher eingegangen. Statt dessen sei auf entsprechende Übersichten in der Literatur verwiesen (vgl. beispielsweise Drumm 1989, Sp. 2169 ff., Kloock 1992, Sp. 2554 ff. und Hax 1981, Sp. 1688 ff.).
Vgl. o. V. 1993a, S. 650, Hellwig 1993, Sp. 2059, Kloock 1992, Sp. 2566 und Wagenhofer 1992, S. 650 f. Eine ausführliche Darstellung der Problematik der traditionellen Verrechnungspreisansätze findet sich bei EWERT/WAGENHOFER (vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 563 ff.)
Dieser Sachverhalt wird auch als Autonomieillusion bezeichnet (vgl. Frese/Glaser 1980, S. 122).
Vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 597 ff. und Ronen/Balachandran 1988, S. 300.
Vgl. Wagenhofer 1992, S. 643 ff. Die Erkenntnis ist nur für die Fälle gültig, in denen andere Möglichkeiten der Koordination ihre Aufgaben nicht erfüllen. Kommunikation als eine dieser Möglichkeiten kann entweder nicht stattfinden oder mit höheren Kosten als die verrechnungspreisgestützte Koordination verbunden sein (vgl. beispielsweise Ronen/Balachandran 1988, S. 302 oder Frese/Glaser 1980, S. 119 f.).
Vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 598 ff.
Zu den Inhalten der first-best- und second-best-Lösungen vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 598 sowie Pfaff 1993, S. 79.
Vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 599 f. und Wagenhofer 1992, S. 647 ff.
Zu Begriff und Inhalt des Profit Centers vgl. beispielsweise Schweitzer 1992, Sp. 2078 ff.
Vgl. die Übersichten in Wagenhofer 1994, S. 73 f. und Wagenhofer 1992, S. 651 ff.
Wagenhofer 1994, S. 72.
Zu Begriff und Inhalt dualer Verrechnungspreise vgl. Kloock 1992, Sp. 2570 f.
Vgl. Wagenhofer 1994, S. 80 ff. und Ossadnik 1996, S. 238 ff.
Ewert/Wagenhofer 1995, S. 547.
Vgl. Rajan 1992, S. 527.
Hier sei auf die ausführliche Darstellung der Gemeinkostenallokation im Hinblick auf die Unternehmenssteuerung bei PFAFF verwiesen (vgl. Pfaff, 1993, S. 142 ff.).
Vgl. Frese/Glaser 1980, S. 111 ff., Hellwig 1993, Sp. 2061 und Horváth 1996, S. 569 ff. mit ihren zusammenfassenden Darstellungen empirischer Ergebnisse.
Küpper 1997, S. 360.
Dabei muß es sich nicht zwangsläufig um unternehmerisch selbständige Marktteilnehmer handeln. Der freien Transaktion liegt die allgemeine Definition eines Markts zugrunde, nach der der Markt als ökonomischer Ort des Aufeinandertreffens von Angebot und Nachfrage bezeichnet wird (vgl. Ott 1989, S. 32 und Herberg 1994, S. 37). Anbieter und Nachfrager handeln darin nach eigenen Zielsetzungen und Verhaltensweisen ohne Beeinflussung durch übergeordnete unternehmerische Interessen (vgl. Ott 1989, S. 52 ff.). Natürliche, technische und rechtlich-politische Gegebenheiten in der Umwelt des Transaktionsprozesses hingegen üben auch in der freien Transaktion Einfluß auf das Marktgeschehen aus (vgl. Steffenhagen 1994, S. 42 ff. und Diller 1991, S. 54 ff.).
Zu Begriff und Inhalt des Marketing-Mix vgl. Meffert 1998, S. 881 ff. oder Steffenhagen 1994, S. 112.
Vgl. Steffenhagen 1994, S. 122 ff., Scheuch 1993, S. 311 ff. und Busse von Colbe/Hammann/Laß-mann1992, S. 103 ff.
Steffenhagen 1995, S. 37.
Eine ausführliche Darstellung der Gestaltung von Konditionen in Markttransaktionen findet sich bei STEFFENHAGEN (vgl. Steffenhagen 1995).
Vgl. Simon 1992, S. 56 und 643.
Vgl. Simon 1992, S. 3 und Diller 1991, S. 269.
Vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 160 f. Die anbieterseitige Produktionsprogrammentscheidung beinhaltet in einer differenzierten Betrachtung die eigene Herstellung und den Fremdbezug eines Produkts. Diese Unterscheidung wird im folgenden nicht weiter berücksichtigt, da sie für die vorliegende Aufgabenstellung irrelevant ¡st.
Ewert/Wagenhofer 1997, S. 160. Je nach Entscheidungssituation ist die Preisuntergrenze jeweils unterschiedlich und orientiert sich an den Grenzkosten beziehungsweise den kurzfristig fixen aber längerfristig variablen Kosten (vgl. Ewert/Wagenhofer 1997, S. 161 ff.).
Vgl. Simon 1992, S. 30 f.
Die Monographien von SIMON und DILLER stellen in der deutschsprachigen Literatur das gesamte Spektrum der praxisorientierten Preisfindung ausführlich dar (vgl. Simon 1992 und Diller 1991).
Der anonyme Markt ¡st im Gegensatz zum Verhandlungsvorgang zwischen Anbieter und Nachfrager im wesentlichen dadurch gekennzeichnet, daß die Anbieter eine Preisforderung erheben, die potentielle Nachfrager akzeptieren oder nicht (vgl. Scheuch 1993, S. 389).
Vgl. zu den Darstellungen der Grundmodelle der klassischen Preistheorie beispielsweise Busse von Colbe/Hammann/Laßmann 1992, S. 108 ff. und Ott 1989, S. 134 ff.
Zum Inhalt des Industriegüterbegriffs vgl. Simon 1992, S. 541.
Vgl. Simon 1992, S. 52.
Vgl. Backhaus 1997, S. 405.
Vgl. Simon 1992, S. 543 f. Typische Preis-Leistungs-Verhältnisse in der Elektrizitätswirtschaft sind die auch hier bedeutsamen Arbeits- und Leistungspreise sowie die verschiedenen Kostenarten, die als spezifische Größen häufig in Pf je erzeugter kWh Strom und in DM je installiertem kW Leistung angegeben werden.
Vgl. Simon 1993, S. 201 und Simon 1992, S. 543 und 549 ff.
Vgl. Simon 1992, S. 553 f. und 664.
Simon 1992, S. 563.
Vgl. Simon 1992, S. 568.
Vgl. Simon 1992, S. 568.
Eine ausführliche Darstellung der Preisdifferenzierungsarten für den Dienstleistungsbereich findet sich bei SIMON (vgl. Simon 1992, S. 573 ff.). In der Elektrizitätswirtschaft treten im Rahmen der Endkundenversorgung traditionell zeitliche, kundengruppen- und bezugsquantitätsbezogene Preisdifferenzierungen auf. Dazu zählen unterschiedliche Preise in Abhängigkeit von der Tageszeit sowie der bezogenen Quantität Arbeit und Leistung (vgl. zum Beispiel Winje/Witt 1991, S. 158 ff. und Abschnitt 3.5
Vgl. Diller 1991, S. 224 ff., Busse von Colbe/Hammann/Laßmann 1992, S. 126 oder Steffenhagen 1994, S. 139 f.
Zum Inhalt des Begriffs „Yield-Management“ vgl. Simon 1992, S. 582.
Ein für die Elektrizitätswirtschaft typisches Preisbündel besteht in der Vorhaltung von Kraftwerkskapazität und der Bereitstellung einer branchentypischen Verfügbarkeit, die in der traditionellen Sichtweise gemeinsam in Form des Leistungspreises angeboten werden (siehe auch Abschnitt 3.4.2.3). Im Rahmen der ebenfalls in Abschnitt 3.4.2.3 kurz aufgegriffenen Diskussion um die Zweistufigkeit der Tarifpreise für Strom werden teilweise auch elektrische Arbeit und elektrische Leistung als Preisbündel aufgefaßt.
Vgl. Simon 1992, S. 53
Vgl. Corsten 1990, S. 103 und Maleri 1994, S. 120 f.
Vgl. Maleri 1994, S. 205 und Corsten 1990, S. 65.
Vgl. Kalny/Weilharter 1997, S. 638.
Der Nutzen eines Produkts für den Kunden wird allgemein auch von zahlreichen nicht-monetären Faktoren beeinflußt (vgl. Steffenhagen 1994, S. 105 ff.). Sofern in den Geschäftsbeziehungen zwischen Kraftwerk und Kunde in der Praxis einzelne nichtmonetäre Faktoren wie beispielsweise das Verhandlungsverhalten oder eine Stromanwendungsberatung von Bedeutung sind, handelt es sich häufig um beziehungsspezifische Besonderheiten. Vor dem Hintergrund der hier vorliegenden sehr allgemeinen Aufgabenstellung wird daher von einer Bewertung nicht-monetärer Faktoren abgesehen.
Vgl. zur Abgrenzung von Aufgaben der Kraftwerkseinsatzplanung, das heißt -Optimierung, insbesondere die Empfehlung der VDEW als elektrizitätswirtschaftlichem Dachverband (vgl. VDEW-AK „EDV-Optimierung Kraftwerkseinsatz“ 1990, S. 849 ff.). Daneben existieren in der Literatur auch davon abweichende Klassifizierungen der Planungsaufgaben des Kraftwerkseinsatzes (vgl. beispielsweise Scholten 1993, S. 3 f., Máchate 1980, S. 5 ff. oder Handke 1994, S. 2 f.). Die Unterschiede zwischen den Klassifikationsschemata liegen jedoch lediglich in der Zuordnung der in allen Schemata enthaltenen Detailplanungsaufgaben wie beispielsweise Revisionsplanung, Primärenergieeinsatzplanung oder Einsatzplanung der einzelnen Kraftwerke für die nächsten Tage zu unterschiedlichen Oberbegriffen und Fristigkeiten. Da dies hier ohne Bedeutung ist, werden diese Unterschiede im folgenden nicht näher diskutiert und auf die Begriffe und Inhalte der oben genannten Empfehlung des VDEW-AK „EDV-OPTIMIERUNG KRAFTWERKSEINSATZ“ zurückgegriffen.
Dies wird im Rahmen der langfristigen beziehungsweise strategischen Kraftwerkseinsatzplanung durch Zu- oder Abbau von Kraftwerkskapazitäten beziehungsweise Abschluß oder Abwurf von langfristigen Strombezugsverträgen sichergestellt (vgl. Handke 1994, S. 2 f. oder Scholten 1993, S.4). Einen solchen Ansatz verwenden auch FANDEL/REESE für die kostenminimale Versorgung eines Industriebetriebs mit Strom und Wärme (vgl. Fandel/Reese 1988, S. 138 f.).
Vgl. beispielsweise Maubach 1994, S. 30, Scholten 1993, S. 30, Fandel/Reese 1988, S. 139 oder VDEW-AK „EDV-Optimierung Kraftwerkseinsatz“ 1990, S. 849 f. Dieses Optimierungsproblem ist gleichermaßen in einfachen Beziehungen, in denen beispielsweise ein Industriekunde neben einer Eigenerzeugungsanlage noch einen Zusatzstromvertrag mit einem EltVU abgeschlossen hat, als auch in komplexen Systemen, in denen ein Lastverteiler auf zahlreiche Kraftwerke und Fremdstrombezugsverträge Zugriff hat, zu lösen. Die Komplexität der Kraftwerk-Kunde-Beziehung erfordert lediglich verschiedene Optimierungsinstrumente und -verfahren (vgl. zum Beispiel die Übersicht in Machate 1980, S. 32 ff. und Handke 1994, S. 12 ff.).
In der Praxis existieren auch Brennstoffpreisregelungen, die einen stromerzeugungsunabhängigen, also festen Preisanteil aufweisen. Hier wird auf diese Besonderheiten nicht weiter eingegangen und vereinfachend angenommen, daß die Arbeitskosten vollständig variabel sind.
Vgl. Scholten 1993, S. 20.
Im folgenden wird nicht mehr zwischen Kraftwerken und langfristigen Bezugsverträgen aus einzelnen fremden Kraftwerken unterschieden, da sie methodisch gleich behandelt werden können (vgl. auch Fandel/Reese 1988, S. 138). Sie werden vereinfachend nur noch als Kraftwerke bezeichnet.
Vgl. Scholten 1993, S. 16.
Vgl. Machate 1980, S. 34 f.
Vgl. Scholten 1993, S. 66.
Auf die Problematik der kostenminimalen Aufteilung der Stromnachfrage auf die in Betrieb befindlichen Kraftwerke — auch als Lastaufteilung bezeichnet — wird hier nicht eingegangen. Vgl. hierzu beispielsweise Machate 1980, S. 37 ff. oder Handke 1994, S. 16 f.
Dabei wird vereinfachend unterstellt, daß das Ersatzkraftwerk ohnehin in Betrieb ist und noch freie Arbeit besitzt. Andernfalls wären neben den Arbeitskosten noch zusätzlich Kosten für das Anfahren des Ersatzkraftwerks zu berücksichtigen.
Vgl. zu den Erweiterungen im kurzfristigen Planungshorizont beispielsweise Machate 1980, S. 34 ff. oder Scholten 1993, S. 58 ff.
Die Größen LV,ist, und LV,erf kennzeichnen nicht nur Mittelwerte der Leistungsverfügbarkeit über den kompletten Kraftwerkspark. Für die folgenden Ausführungen wird ergänzend vereinfachend angenommen, daß alle eigenen und alle Bezugskraftwerke des Kraftwerksparks dieselbe Leistungsverfügbarkeit aufweisen. Verfügbarkeitsänderungen im Kraftwerkspark betreffen daher alle Kraftwerke gleichermaßen und brauchen daher nicht kraftwerksspezifisch diskutiert zu werden.
Auf die Problematik der Höhe der Kapazität Lh wird weiter unten in diesem Abschnitt ausführlicher eingegangen. Das Erfordernis zu Veränderungen der Gesamtkapazität in einer Kraftwerk-Kunde-Beziehung kann neben dem Verfügbarkeitseinfluß auch in der Veränderung der Stromnachfrage begründet liegen. Zusätzlicher Kapazitätsbedarf kann daher gegenläufig zur Verfügbarkeitsreduzierung auch aus einer steigenden Nachfrage nach Strom resultieren. Im Sinne einer einfachen Darstellung der Bedeutung von Verfügbarkeit wird darauf nicht weiter eingegangen und eine konstante Stromnachfrage zugrunde gelegt. Die hier vorgeschlagene Steuerung von Verfügbarkeit ist jedoch prinzipiell auch bei einer veränderlichen Nachfrage anwendbar.
Um die gesamten spezifischen Stromerzeugungskosten der Ersatzkapazität zu erhalten (siehe Abschnitt 3.5) müßten hierzu noch die spezifischen Arbeitskosten addiert werden. Die arbeitsbezogenen Mehrkosten der Ersatzkapazität werden entsprechend dem vorhergehenden Abschnitt 6.4.1.1 berücksichtigt.
Analog zur prinzipiellen Gleichartigkeit der Auswirkungen von sinkender Verfügbarkeit und steigender Nachfrage auf den Kundennutzen gelten die nachfolgenden Ausführungen zur steigenden Verfügbarkeit auch für eine rückläufige Nachfrage.
Hierzu sei auf die diesbezügliche Literatur verwiesen (vgl. zu den Erweiterungen und Detailoptimierungen im Rahmen der Kraftwerkseinsatzoptimierung beispielsweise die Übersichten bei VDEW-AK „EDV-Optimierung Kraftwerkseinsatz“ 1990, S. 850, Handke 1994, S. 12 ff. und Flechner/Wolter 1996, S. 133 ff.)
Es ist jedoch fraglich, ob ein Kraftwerksbetrieb auf erheblich niedrigerem Verfügbarkeitsniveau mit deutlich größerem Einfluß der unvorhergesehenen, stochastischen Störungen als heute in der Praxis positiv beurteilt und von den Kunden der Kraftwerke auch tatsächlich angestrebt wird (siehe auch die Anforderung an das Vergütungsmodell nach Vermeidung einer ungewöhnlich hohen Anlagenabnutzung in Abschnitt 5.2).
Daß die Verringerung der Verfügbarkeit einzelner Kraftwerke auch zu einer Erhöhung der arbeits-bezogenen Mehrkosten führen kann, bleibt im Rahmen dieser vereinfachten Sichtweise unter ceteris paribus-Bedingungen unberücksichtigt.
Vgl. VDEW-AK „EDV-Optimierung Kraftwerkseinsatz“ 1990, S. 851, Machate 1980, S. 32 oder Verstege/Maubach 1994, S. 71.
Vgl. Maubach 1994, S. 5.
Vgl. Dorwig 1994, S. 107 ff.
Vgl. Thöne/Hellwig/Sawillion 1994, S. 242 ff.
Vgl. Albiger/Hanselmann/Kaltschmitt 1996, S. 101 ff.
Vgl. Neuber/Paul 1996, S. 133 ff.
Vgl. Kretschmer 1996, S. 407.
Vgl. Wernstedt/Rauschenbach/Hartig/Palm 1996, S. 417 f.
Vgl. Linke 1996, S. 109 ff. Vgl. zum Betriebsführungssystem für das Verbundsystem eines anderen EltVU ohne integrierte Langfristoptimierung Graf 1995, S. 188 ff. und Schmitz/Denzel 1993, S. 502 f.
Vgl. Becker/Burkhardt/Brugger 1989, S. 1678 ff.
Diese Kraftwerke können in Nachbildung der realen Entscheidungssituation bei Variation der Verfügbarkeitswerte im nächsten Schritt dann Bedeutung gewinnen, wenn kalkulatorisch durch sinkende Verfügbarkeiten zusätzliche Kapazitäten erforderlich würden, aber nicht mehr errichtet werden müßten. In einem solchen Fall kämen statt der gesamten festen Kosten für einen Neubau nur die zur Herstellung von Verfügbarkeit bei vorhandener Kapazität anfallenden Kosten in Betracht. Hinsichtlich der Abbaubarkeit der festen Kosten ist die Fristigkeit und Umsetzbarkeit vor dem Hintergrund real zu erwartender Entwicklungen zu berücksichtigen. So erscheint es nicht sinnvoll, über einen längeren Zeitraum die mit der Vorhaltung einsatzbereiter Kraftwerke verbundenen Kosten in die Kalkulation einzubeziehen, wenn aufgrund der Stromnachfrage- oder der Verfügbarkeitsentwicklung ein Einsatz eines bestimmten Kraftwerks nicht absehbar ist. Umgekehrt verhält es sich beispielsweise mit Personalkosten, wenn die Freisetzung von Mitarbeitern nicht beliebig flexibel handhabbar ist.
Im Rahmen allgemeiner Kostensenkungsbemühungen haben sich die Kunden in der Vergangenheit ohnehin bemüht, nicht benötigte Kapazitäten abzuwerfen. Daher dürfte die Möglichkeit der nichteinsatzbedingten Betriebskostensenkung nur noch in Ausnahmefällen Bedeutung besitzen. rungen für unterschiedliche Verfügbarkeitsmodifikationen eines Kraftwerks berechnetwerden. Bei bezogen auf die Normalwerte steigenden Verfügbarkeiten verzeichnen die Kunden gegenüber den minimalen Normalkosten niedrigere Gesamtkosten und bei sinkenden Verfügbarkeiten steigende Gesamtkosten. Die Differenz zwischen den minimalen Gesamtkosten aus den unter 1) und 2) beschriebenen Rechnungen entspricht der durch eine Verfügbarkeitsänderung eines Kraftwerks hervorgerufenen Kostenänderung. Solange durch die kalkulatorischen Verfügbarkeitsänderungen eines Kraftwerks i keine Kapazitätsänderungen erforderlich beziehungsweise möglich werden, ist die so ermittelte Gesamtkostenänderung identisch mit der in Abschnitt 6.4.1.1 abgeleiteten arbeitsbezogenen Kostenänderung KA,R — KA,i. Die Berechnung der spezifischen arbeitsbezogenen Kostenänderung, AkA¡, und damit die des arbeitsbezogenen Maximalpreises für Verfügbarkeit, pA,max,L,i, wird über die kalkulatorische Änderung der nichtverfügbaren Arbeit des Kraftwerks i, ANV,i, als Maß für die Verfügbarkeitsänderung vorgenommen (siehe auch Abschnitt 6.4.1.1). Derartige Verfügbarkeitsänderungen liegen im mittleren Bereich von Abbildung 15. Sollten durch die kalkulatorische Verfügbarkeitsänderung Kapazitätsänderungen eintreten (linker und rechter Bereich von Abbildung 15), sind in den über das Referenzszenario und die Variantenszenarien berechneten Gesamtkostenänderungen sowohl die oben bereits genannte arbeits- als auch die leistungsbezogene Kostenänderung nach Abschnitt 6.4.1.2 enthalten. Der Anteil der arbeitsbezogenen Kostenänderung berechnet sich über diejenige Verfügbarkeit eines Kraftwerks, bei der gerade noch keine Kapazitätsänderung erforderlich beziehungsweise möglich wird. Für kalkulatorische Verfügbarkeitsänderungen, die über diesen Wert hinaus in den Variantenszenarien berechnet werden, bleiben die arbeitsbezogenen Kostenänderungen konstant. Die verfügbarkeitsabhängige Differenz zwischen der aus 1) und 2) resultierenden Gesamtkostenänderung und der arbeitsbezogenen Kostenänderung entspricht dann der leistungsbezogenen Kostenänderung, AKLf. Sie wird nach Abschnitt 6.4.1.2 über die in einem Variantenszenario ermittelte kalkulatorische Planarbeit des zusätzlichen oder des entfallenen Kraftwerks f sowie über den Leistungsanteil des die kalkulatorische Verfügbarkeitsänderung hervorrufenden Kraftwerks i auf die spezifische Kostenänderung, ΔkLi, und den leistungsbezogenen Maximalpreis für Verfügbarkeit, Pv.max.u. des nichtverfügbaren Kraftwerks i umgerechnet. Der gesamte Maximalpreis für Verfügbarkeit des Kraftwerks i ergibt sich abschließend aus der Addition der arbeits- und der leistungsbezogenen Komponente.
Auch in der jüngeren Literatur wird noch auf die langen Rechenzeiten bei den mathematischen Optimierungsverfahren hingewiesen (vgl. zum Beispiel Handke 1994, S. 19, Maubach 1994, S. 32 oder VDEW-AK „EDV-Optimierung Kraftwerkseinsatz“ 1996, S. 49).
Die Beispielrechnungen in Kapitel 7 werden diese Vermutung später bestätigen.
Vgl. Simon 1992, S. 670
Dies gilt unter der Voraussetzung, daß durch Abnutzungsvorratsreserven eine Faktoreinsatzreduzierung keine sofortige, sondern nur eine verzögerte Auswirkung auf die Verfügbarkeit und die damit verbundene Vergütung hat.
Bei Betrachtung der extremen Verfügbarkeit von 0 hat das Kraftwerk keinen Nutzen mehr für den Kunden. Die Option „Ergänzung“ sieht jedoch vor, daß ein Teil der Leistungskosten in jedem Fall durch den Kunden vergütet wird.
Da dieser Effekt jedoch voraussichtlich nur Einzelfallcharakter haben wird, empfiehlt sich die Beibehaltung der in Abschnitt 6.1 ausgewählten Option „Ergänzung“. Vor diesem Hintergrund ist für das Vergütungsmodell ein Modul zu entwickeln, das eine ähnliche Wirkung hervorruft.
Dies gilt hauptsächlich für die großen Verbund-EltVU, die eine größere Anzahl von eigenen Kraftwerken zur Verfügung haben und umfangreiche Fremdstrombezugsmöglichkeiten erschließen können.
Siehe hierzu auch die Ausführungen in Abschnitt 4.1. 438 Vgl. Funk 1990, S. 160 und Winje/Witt 1991, S. 159 ff.
Als Abkürzungen für diese vier Zeitzonen werden die Bezeichnungen HTW, NTW, HTS und NTS verwendet.
Unter Stromintensität wird der Quotient aus Quantität Strom und Produktquantität, die mit dieser Quantität Strom hergestellt wird, verstanden.
Zu Begriff und Inhalt des Entscheidungsbaums vgl. Bamberg/Coenenberg 1996, S. 222 f. oder Laux1998, S. 287 ff.
Zur Darstellungsform des Programmablaufplans vgl. DIN 66001, S. 2 ff.
Die Ergebnisrelevanz des Zusammenhangs zwischen den Betriebsführungsmaßnahmen im Rahmen der Herstellung von Verfügbarkeit und dem Arbeitsergebnis ist jedoch im Vergleich zum Leistungsergebnis erheblich geringer.
Dieser Sachverhalt findet in Abschnitt 7.1 im Zuge der Auswertung von Beispielrechnungen für zwei unterschiedliche Kraftwerk-Kunde-Beziehungen Berücksichtigung.
Bei dieser Aufgabenstellung für das Modul A handelt es sich um ein typisches Principal-Agent-Problem, für das in Anbetracht der Anforderungen aus der praktischen Anwendung eine einfache und für beide Vertragspartner akzeptable Lösung angeboten werden muß.
In der dieser Darstellung zugrundeliegenden DIN-Norm ist die Beschreibung der Funktion der einzelnen Bausteine innerhalb der Bausteine vorgesehen. Hiervon wird aus Platzgründen abgewichen.
Die für die Ausgestaltung des Modells im folgenden verwendeten Verfügbarkeitsbegriffe sind, sofern sie nicht an der betroffenen Stelle erläutert werden, bereits in Abschnitt 4.1 eingeführt worden. Entscheidend ist hier aus der Nutzenbetrachtung heraus die für den Kunden verfügbare Arbeit. Etwaige Differenzierungen der nichtverfügbaren Arbeit nach der Verantwortlichkeit der Kraftwerke sind ohne Bedeutung für die kundenseitigen Mehr-/Minderkosten durch verfügbare beziehungsweise nichtverfügbare Arbeit.
Sollte ein Kraftwerk nicht zur Stromerzeugung eingesetzt sein, könnte dieses Vorgehen seitens der Kraftwerke durch die Unterlassung einer Nichtverfügbarkeitsmeldung mißbraucht werden. Dieses Problem, das grundsätzlich für die gesamte Datenerfassung der NichtVerfügbarkeit gilt, wird in Abschnitt 6.6 noch einmal übergreifend diskutiert.
Der Zyklus der auch Revisionen genannten Grundüberholungen ist Unternehmens- und kraft-werkstypspezifisch unterschiedlich. Darüber hinaus ist auch der Maßnahmenumfang der Grundüberholungen unterschiedlich groß (vgl. beispielhaft zum Revisionszyklus von Dampfturbinen und Generatoren Jäger 1986, S. 28 ff.). Die Schwankungsbreite der Betriebskosten eines großen Steinkohlekraftwerks beträgt nicht selten über 25 % bezogen auf die Betriebskosten eines Jahres ohne Grundüberholung.
Formal korrekt müßte der Preis wegen der Multiplikation mit nichtverfügbarer Arbeit als Preis für NichtVerfügbarkeit bezeichnet werden. Aufgrund der Komplementarität von Verfügbarkeit und Nichtverfügbarkeit sind der Preis für Verfügbarkeit und der Preis für Nichtverfügbarkeit mit Ausnahme sprungförmiger Preisänderungen (siehe Abbildung 15) identisch
Die maximal verfügbare Arbeit einer Periode ergibt sich bei uneingeschränkter Verfügbarkeit. Sie entspricht der Nennarbeit ANenn,T der Periode.
Beispiele für Normalwerte der nichtverfügbaren Arbeit sowie für Preise für Verfügbarkeit werden im Rahmen von Beispielrechnungen für zwei Kraftwerk-Kunde-Beziehungen in Abschnitt 7.1 genannt.
Siehe zum Kriterium der Einordnung in plan- oder außerplanmäßig nichtverfügbare Arbeit die Ausführungen in Abschnitt 4.1.
Eine derartige Zeitzonung zur Charakterisierung der Nachfrage beziehungsweise der eingesetzten Kraftwerksleistung findet in der traditionellen öffentlichen Elektrizitätsversorgung im Rahmen der Preisfestsetzung für Endkunden breite Anwendung. Gebräuchlich sind diesbezüglich die vier in Abschnitt 6.5.1 skizzierten Zeitzonen.
Der Begriff langfristig wird hier als Gegensatz zum Begriff kurzfristig verwendet. Während für eine kurzfristige Betrachtung eine Dauer von etwa ein bis zwei Jahren angesetzt wird, soll als langfristig jeder Zeithorizont bezeichnet werden, der darüber hinaus reicht.
Hierzu zählen in erster Linie die Kraftwerke, die Strom aus regenerativen Energien erzeugen, sowie Müllkraftwerke.
Im Rahmen der weiteren Untersuchung wird vereinfachend nur noch die (nicht)verfügbare Arbeit als Modellgröße benutzt. Die nachfolgenden Ausführungen gelten synonym für die (Nicht)Verfüg-barkeitszeit.
Vgl. Maleri 1994, S. 103 f. und Corsten 1990, S. 112.
Vgl. zu Begriff und Inhalt des Risk Managements beispielsweise Karten 1993, Sp. 3828 f.
Vgl. Karten 1993, Sp. 3824.
Farny 1993, Sp. 4582.
Vgl. Albrecht/Lippe 1988, S. 525 und Farny 1993, Sp. 4582 f.
Vgl. Farny 1993, Sp. 4583 und Lahno 1988b, S. 856.
Vgl. ausführlicher zur Kalkulation der Versicherungsprämie Helten 1993, Sp. 4601 f. und Albrecht/Lippe 1988, S. 525 ff.
Vgl. unter Einbeziehung der diesbezüglich geeigneten Instrumente Farny 1993, Sp. 4584. 466 Vgl. Helten 1993, Sp. 4602 ff.
Vgl. Farny 1993, Sp. 4585 und Karten 1993, Sp. 3834. Darüber hinaus müssen die Prämien natürlich auch zusätzlich die Kosten des Versicherungsunternehmens decken.
Vgl. Ramershoven 1988, S. 849 f., Lahno 1988a, S. 85 ff. und Braun 1988, S. 856 f.
Siehe hierzu auch Abschnitt 5.2.
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Zell, J. (2000). Gestaltung des Vergütungsmodells. In: Ansätze zur betriebsergebnisgestützten Optimierung der Verfügbarkeit von Kraftwerken. DUV Wirtschaftswissenschaft. Deutscher Universitätsverlag. https://doi.org/10.1007/978-3-322-89615-5_6
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