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Economics of long-term portfolio management in electricity markets

Sunderkötter, Malte

Weltweit erfordern Erneuerungen und Erweiterungen der Stromversorgungssysteme hohe Investitionen in neue Stromerzeugungsanlagen. Die hierfür erforderlichen Kraftwerksinvestitionen bergen aufgrund der hohen Baukosten und der langen Lebensdauern zwischen 20 und 50 Jahren erhebliche finanzielle Risiken sowohl für einzelne Investoren als auch für die Wettbewerbsfähigkeit ganzer Volkswirtschaften; denn der von Energiepolitikern gesetzte regulatorische Marktrahmen und im Markt getroffenen Investitionsentscheidungen von heute beeinflussen die volkswirtschaftlichen Kosten für die Energieversorgung von morgen. Daher sollten Energiepolitiker bei der Förderung bestimmter Kraftwerkstechnologien und Investoren bei ihren Entscheidungen zu Kraftwerksneubauten sowohl die Kosten (bzw. Renditen) als auch die finanziellen Risiken im Hinblick auf das Erzeugungsportfolio im Markt berücksichtigen. Diese Arbeit zielt darauf ab, die Entscheidungstheorie unter Unsicherheit im Hinblick auf Kraftwerksinvestitionen weiterzuentwickeln und effiziente Erzeugungsportfolios sowohl von einer volkswirtschaftlichen als auch von einer Investoren-Perspektive zu erforschen. Dazu setzt diese Arbeit auf den in der Literatur bereits intensiv diskutierten Konzepten zur Kapazitätsplanung sowie des "Peak-load Pricing" einerseits sowie der Markowitz'schen Portfoliotheorie andererseits auf und entwickelt diese in einem integrierten Modellansatz weiter. Dabei stehen finanzielle Risiken aus den spezifischen Brennstoffpreis-Unsicherheiten unterschiedlicher Erzeugungs-Technologien im Fokus dieser Arbeit. Nach einer kurzen Zusammenfassung elementarer Grundlagen zur Entscheidungstheorie wird die Investitionsentscheidung als ein formales Optimierungsproblem modelliert. Hiervon werden quantitative Kriterien zur Diversifikation des Erzeugungsportfolios in Abhängigkeit von der Risikoaversion abgeleitet und analytische Lösungen für bezogen auf Kosten und Risiken effiziente Erzeugungsportfolios aus einer Wohlfahrtperspektive bestimmt. Die Ergebnisse belegen, dass Diversifikation per se selbst bei hoher gesellschaftlicher Risikoaversion nicht zwingend vorteilhaft ist. Der effiziente Technologiemix im Erzeugungsportfolio ist vielmehr durch die spezifischen Risiken der einzelnen Technologien selbst bestimmt. Folglich werden mit steigender gesellschaftlicher Risikoaversion jene Erzeugungstechnologien mit geringen Brennstoffpreisrisiken (beispielsweise Kernkraft oder Braunkohle) gegenüber Technologien mit hohen Preisschwankungen (beispielsweise Gas) bevorzugt. Im Gegensatz zu bestehenden Forschungsarbeiten, in denen Veränderungen der Grenzpreis basierten Angebotskurve ("Merit Order") aufgrund von Schwankungen in den Brennstoffkosten nicht betrachtet werden, wird dieses Risiko in der vorliegenden Arbeit explizit analysiert und quantifiziert. Im Ergebnis wird gezeigt, dass Merit Order Risiken insbesondere bei langen Investitionszeiträumen den Technologiemix in effizienten Erzeugungsportfolios erheblich beeinflussen. Während bestehende Literatur zum Thema Kapazitätsplanung und Portfoliotheorie gemeinhin die Annahme vollkommener Märkte voraussetzt, wird in dieser Arbeit analytisch gezeigt, wie Risikoaversion von Investoren die sich im Marktgleichgewicht einstellende Struktur des Erzeugungsportfolios beeinflussen und zu erheblichen Abweichungen vom wohlfahrtsoptimalen Technologiemix führen kann. Schließlich wird wieder aus der Investorenperspekive empirisch der Einfluss des Technologiemixes im Erzeugungsportfolio auf die erwartete Rendite von großen europäischen Energieversorgern untersucht. Es kann gezeigt werden, dass die Erzeugungsstruktur einen signifikanten Einfluss auf die historischen Aktienrenditen der untersuchten Unternehmen hat. Die Ergebnisse liefern einen theoretischen und praktischen Beitrag zur Ermittlung risikoadjustierter Kapitalkosten für typische Erzeugungstechnologien aus einer Investorenperspektive.

Electricity systems around the world are facing massive investments to replace aged and add new generation capacity. Thereby, investments in power generation assets bear considerable financial risks in view of the typically high capital investments and long-lasting asset lifetimes between 20 and 50 years. The regulatory frame set by policy makers and the investment decisions of companies of today influence the socioeconomic costs of tomorrow in liberalized electricity markets. Thus, both policy makers and investors should reflect costs (respectively return) and monetary risks of their investment decisions carefully to build economical and long-term sustainable electricity systems. This thesis aims to contribute to the theory of decision making under uncertainty in the field of electricity generation investments and to analyze efficient generation portfolios both from a societal and from a company perspective. For that, the research proposed in this thesis combines and extends concepts of capacity planning and peak load pricing on the one hand and Mean-Variance Portfolio theory based on Markowitz on the other hand—which are well-discussed in economic literature individually—in an integrated modelling approach. Thereby, the research in this thesis is focused on financial risks induced by technology-specific fuel price uncertainties which are inherent to all non-renewable generation technologies. Having briefly recaped the fundamentals of decision theory under uncertainty, we propose a model that captures the investment decision as a formal optimization problem. From the latter, quantitative diversification criteria are derived and analytical solutions for cost-risk efficient generation portfolios are determined from a welfare perspective. The results show that diversification of generation portfolios is—even under high societal risk aversion—not beneficial per-se. The technology mix in efficient portfolios depends rather on the specific risk of each technology. Consequently, generation technologies with traditionally low fuel price fluctuations (e.g. nuclear or lignite plants) are preferred compared with technologies with higher price fluctuations (e.g. gas) with increasing societal risk aversion. While commonly neglected in literature, the effect of reversal risks in the short-term order of dispatch ("merit order") is analytically studied and quantified in this thesis. It is shown that this risk factor can impact the efficient technology mix substantially especially given long-term investment horizons. While existing literature in the field of capacity planning and Mean-Variance Theory relies predominantly on the key assumptions of perfect markets, we show how risk-averse investor behavior may shift the technology structure in the market equilibrium significantly away from the welfare optimum. Finally, we resume the focus on the investor perspective and empirically study the impact of the fuel mix structure in power generation portfolios on expected stock returns for major European power companies. It is shown that the generation fuel mix has a significant impact on the historical stock returns of the investigated companies. Thus, these results provide theoretical and practical benefit to determine adequate riskadjusted capital costs for typical generation technologies from an investor perspective.

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Sunderkötter, Malte: Economics of long-term portfolio management in electricity markets. 2014.

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