Deregulierte Strommärkte: Betriebsunterbrechungsversicherung in
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IMIA WGP56 (08) Deregulierte Strommärkte: Betriebsunterbrechungsversicherung in der Technischen Versicherung Exponierung im Zusammenhang mit dem Bau und Betrieb von Kraftwerken IMIA Konferenz, Auchterarder, Schottland, 2008 Verfasst durch: Nigel Chapman, Clyde &Co (Chairman) Oliver Stein, Gen Re Ugo Pino, Engineering Insurance Consultant Milan Dinets, Ingosstrakh Jean Scheidecker, AXA Enterprises Munenori Takemura, Tokyo Marine & Nichido Fire Aus dem Englischen übersetzt: Gunthard Niederbäumer, Basler Versicherungen Zusammenfassung Kraftwerke haben ein hohes Schadenpotential in Bezug auf Betriebsunterbruchschäden. Diese können oft deutlich reduziert werden, indem Einsparungen aufgerechnet werden. Komplexe Handelsabkommen für Strom können zu Anomalien führen. Darum ist es wichtig die Funktion des versicherten Stromhandels zu verstehen. Inhaltsverzeichnis 1. Einleitung 3 1.1 Strom als Handelsgut 3 1.2 Deregulierte Märkte 3 2. Einzelne Märkte 5 2.1 Grossbritannien 5 2.2 Europäische Union 7 2.3 Russland 9 2.4 Japan 12 2.5 USA 12 2.6 Risiken – Kalifornien 2000 16 3. Grundlagen der Betriebsunterbrechungs-Versicherung 18 3.1 Bruttogewinn 18 3.2 Wichtige Einsparungen 19 3.3 Mehrkosten 19 4. Stromproduktion heute 20 4.1 Einführung 20 4.2 Kohle 21 4.3 Gas 22 4.4 Kernkraft 24 4.5 Wasserkraft 25 4.6 Windkraft 26 5. Schadenaufwand 27 5.1 Schlüsselfaktoren zur Schadenbemessung 27 5.2 Einfluss der Vertragsbedingungen 28 5.3 Selbstbehalt 29 5.4 Vertragsbesonderheiten 30 5.5 Emissionshandel mit CO2 31 5.6 Lieferfrist für Ersatzteile 32 6. Fallstudie 32 7. Danksagungen 36 -2- 1. Einleitung 1.1 Strom als Handelsgut Strom kann wie jedes andere Produkt als Handelsgut betrachtet werden. Er wird produziert und über den Grosshandel an Wiederverkäufern verteilt. Diese wiederum schliessen Verträge mit dem Endkonsumenten ab und liefern die benötigte Menge an Strom. Der Strom kann zur sofortigen Verwendung gekauft oder als Termingeschäft an der Börse gehandelt werden. Was den Strom von andern Handelsgütern unterscheidet, ist die Tatsache, dass die Produktion und der Verbrauch gleichzeitig erfolgen. Es ist zwar möglich Produktionskapazitäten in Reserve zu haben, so dass plötzliche Bedarfsspitzen abgedeckt werden können. Strom kann jedoch nicht gespeichert werden, abgesehen von geringen Kapazitäten in Batterien. Der Verbrauch, resp. die Nachfrage diktiert die Produktion zu jedem Zeitpunkt. Dies führt zu komplexen Betrachtungen beim Kauf und Verkauf von Strom. Diese Betrachtungen haben bei einem versicherten Schadenereignis wiederum einen direkten Einfluss auf die Schadenhöhe im Fall eines Betriebsunterbruchs. 1.2 Deregulierte Märkte Der Begriff "Deregulierung" ist eigentlich nicht die richtige Bezeichnung. "Liberalisierung" wäre der präzisere Begriff, da in den meisten Strommärkten – wie später dargestellt wird – komplizierte Regeln den "freien" Handel von Strom regulieren. In den letzten zehn Jahren wurde der nationale Handel mit Strom in den meisten Ländern liberalisiert. Vor 1990 produzierten die meistens staatlichen Kraftwerke für den lokalen Markt und waren durch ein Monopol geschützt. Die Produktion, Übertragung und Verteilung waren oft in der Hand der gleichen Gesellschaft. Seit den neunziger Jahren erfolgt eine schrittweise Privatisierung. Dabei erfolgt eine Aufteilung der drei Bereiche, was zu einer Erhöhung des Wettbewerbs führte und den Eintritt von unabhängigen Stromproduzenten ermöglichte. -3- Verschiedene Faktoren begünstigten diesen Prozess: • der technische Fortschritt bei den Gasturbinen, verbunden mit der gestiegenen Erdgasförderung weltweit, führt zu einer höheren Flexibilität und Effizienz bei der Stromproduktion; • der gestiegene Bedarf an umweltfreundlicher Stromerzeugung und der damit verbunden Investitionen sowie die Modernisierung alter Kraftwerke; • die schnelle Entwicklung der IT erlauben eine bessere Überwachung und Verrechnung der immer komplizierteren Stromtransporte. Gleichzeitig ermöglichen Fortschritte in der Übertragungstechnik die Bildung von grösseren nationalen und internationalen Übertragungsnetzen; • der in der Vergangenheit stark gestiegene Bedarf nach Strom in den Industriestaaten und teilweise auch in den sich schnell entwickelnden BRIC Staaten. Die Abbildung 1 zeigt den Stand der Marktliberalisierung, welche 1990 in Grossbritannien startete. Norwegen war 1991 das erste Land, welches eine vollständige Liberalisierung des Strommarkts einführte. Abb. 1: Stand der Marktliberalisierung -4- 2. Einzelne Märkte 2.1 Grossbritannien Grossbritannien war ein Pionier in der Liberalisierung des Strommarkts und damit weltweit ein Vorbild für die Deregulierung vieler anderer Märkte. Im Jahr 1990 wurde je ein separates Abkommen für England und Wales, sowie für Schottland getroffen und damit ein gemeinsames Übertragungsnetz für ganz Grossbritannien geschaffen. Diese Abkommen wurden 2005 durch ein neues Abkommen, dem British Electricity Trading & Transmission Arrangement (BETTA), ersetzt. Damit wurde ein einheitlicher Markt für den Stromhandel geschaffen, welcher durch den Netzbetreiber "National Grid" überwacht wird. BETTA ermöglichte den direkten Handel zwischen den Stromproduzenten und den Stromverbrauchern. Im Normalfall erfolgt dies mit einer Strombezugsvereinbarung. Mit dieser Vereinbarung verpflichtet sich der Stromproduzent dem Netzbetreiber zum vereinbarten Zeitpunkt die vereinbarte Menge zu einem vorher festgelegten Preis zu liefern. Die Vertragsparteien haben die totale Freiheit bezüglich der Form des Vertrags und des Preises. Der Preis muss nicht bekannt gegeben werden. Im Allgemeinen werden mit diesen Vereinbarungen langfristige Abkommen getroffen. Es können jedoch auch noch bis eine Stunde vor Bezug Vereinbarungen getroffen werden, dann ist Handelsschluss. Ein typischer Kaufvertrag beinhaltet oft Zahlungen dafür, dass eine Produktionskapazität zur Verfügung gestellt wird, und nicht für die effektiv produzierte und bezogene Menge Strom. Das heißt, der Käufer entschädigt den Verkäufer dafür, dass er eine bestimmte Produktionskapazität bereithält, welche er dem Käufer zur Verfügung stellt. Der Preis für die Kapazität beinhalten Servicegebühren, Eigenkapitalrendite (ROE), Kosten für das Fremdkapital, Abschreibungen, Kosten für den Betrieb und Unterhalt, Steuern und Währungsdifferenzen. Der Preis ist abhängig von der Auslastung der Anlagen zu einem bestimmten Zeitpunkt, und er kann sich verringern, wenn die Anlagen nicht voll ausgelastet sind. Die letzten Preisanpassungen, welche die aktuelle Marktsituation mit berücksichtigen, werden nach einer vorher festgelegten Formel berechnet. Käufer, welche sich so eine gewisse Produktionskapazität gesichert haben, können Überschüsse, welche sie nicht brauchen, an einer der zahlreichen Strombörsen verkaufen. Dies sind Handelsplätze, an denen Strom gekauft und verkauft wird. -5- Der Handel an diesen Strombörsen erfolgt über die gleiche Zeitspanne wie der bilaterale Handel, konzentriert sich jedoch tendenziell auf die letzten 24 Stunden. Der Handel kann direkt zwischen Erzeuger und Verbraucher statt finden, oft erfolgen er jedoch über Zwischenhändler. Die gehandelte Einheit ist im Normalfall die Stromkapazität für eine halbe Stunde. Der Handel erfolgt über Computer und umfasst standardisierte Stromeinheiten, z. B. die Lieferung von einer bestimmten Menge Megawattstunden über eine festgelegte Zeitspanne zu einem bestimmten Zeitpunkt. Ca. 7% der produzierten Strommenge wird über die Strombörse gehandelt. Diese Art von Handel ermöglicht es, den Produzenten und Abnehmern ihre Bezüge kurz vor dem Bezug dem effektiv erwarteten Verbrauch anzupassen. Die Teilnahme an der Strombörse ist freiwillig. Typisch für den Strommarkt ist, dass die produzierte und verbrauchte Strommenge nicht genau der vorher gehandelten Menge entspricht. Die dabei entstehende Abweichung wird über einen separaten Handel, Ausgleichmechanismus genannt, gehandelt, welcher während der letzten Stunde vor der Generierung des Stroms offen ist. Der Zweck ist es, den Verbrauch und die Produktion fortlaufend abzugleichen. Etwa 3% der Strommenge wird auf dieser Basis gehandelt. Der Ausgleichmechanismus wird durch das National Grid, dem Netzbetreiber betrieben. Er tritt als Vertragspartner gegenüber aller am Handel teilnehmenden Akteuren auf. Die Teilnahme an diesem Ausgleichsmechanismus ist freiwillig. Er umfasst die Unterbreitung von Angeboten (durch Anbieten einer erhöhten Produktion durch die Kraftwerke oder eines reduzierten Verbrauchs der Abnehmer) und/oder Anfragen (durch Anbieten einer reduzierten Produktion oder gesteigerten Verbrauchs). Um einen Ausgleich zu schaffen zwischen der Produktion und dem Verbrauch, ersteht der Netzbetreiber Übertragungssystem, Angebote um so und das Anfragen und Übertragungsnetz behebt in Engpässe einem im konstanten Gleichgewicht zu halten. Zusätzlich bietet er ergänzende Dienstleistungen an. Bis zu diesem Zeitpunkt bezieht sich der gesamte Handel auf einen Zeitpunkt in der Zukunft. Die Vergütung der effektiv gelieferten, resp. bezogenen Strommenge ist durch den Balancing and Settlement Code geregelt, welcher durch ELEXON einer Non-profit-Organisation verwaltet wird. Diese legt die Verpflichtungen für die Produzenten, Lieferanten und weiteren Akteure fest, so dass ein Abgleich zwischen der tatsächlich gelieferten Menge und der vertraglich versprochenen Menge erfolgen kann. Da die Stromzähler in den Gebäuden nur unregelmässig abgelesen werden, erfolgt die definitive Abrechnung erst 14 Monate nach der Lieferung. In der -6- Zwischenzeit findet ein Ausgleichprozess statt, welcher mit jedem Durchgang genauer wird, da mehr und mehr Verbrauchsdaten vorliegen. Abb. 2: Schematische Darstellung der oben beschriebenen BETTA Marktstruktur Zurzeit kann Grossbritannien den eigenen Strombedarf abdecken. Trotzdem nimmt es am Handel mit dem restlichen Europa teil. Die Integration der nationalen Strommärkte ist eines der Hauptziele der Energiepolitik innerhalb der EU. Der Strom von und nach Frankreich wird heute durch eine Hochspannungsleitung durch den Ärmelkanal ausgetauscht. Der Strom fliesst je nach aktuellem Strompreis in die eine oder andere Richtung. Wenn der Strompreis in Frankreich tiefer ist, wird von dort importiert und bei höheren Preisen exportiert. Ähnliche Verbindungen bestehen zwischen Schottland und Nordirland und zwischen Nordirland und Irland. Eine Unterwasserverbindung zwischen Wales und Irland wird zurzeit erstellt. Weitere Verbindungen zwischen Grossbritannien und Norwegen sowie Grossbritannien und Holland sind geplant. 2.2 Europäische Union Das erklärte Ziel der Europäischen Union ist die Schaffung eines einheitlichen Strommarkts für die gesamte EU. Zurzeit bestehen parallel verschiedene Marktsysteme, die Übertragungsnetz bestehen behoben bleiben, sind. Die bis die vorhandenen gesamteuropäische Engpässe im Deregulierung ist eingeleitet, es ist jedoch noch ein weiter Weg bis zur vollständigen Umsetzung. Die -7- meisten westeuropäischen Länder haben ihr eigenes Marktmodel, welches jedoch dem britischen Model gleicht. Frankreich, Belgien und Holland haben je einen eigenen Strommarkt, Belpex, APX und Powernext, und je eine eigene Übermittlungsgesellschaft, vergleichbar mit derjenigen in Grossbritannien. Belpex führte im November 2006 den Day-AheadMarkt (Teilmarkt des Spotmarktes, an dem Waren bis einen Tag vor Lieferung gehandelt werden) in Zusammenarbeit mit Holland und Frankreich ein. In diesem 3-Länder-Markt werden die drei Ländermärkte über die Übertragungsleitung zwischen Frankreich/Belgien und Belgien/Holland verbunden und die gewünschten Kapazitäten ausgetauscht. Dieser Austausch bedingte jedoch keine Anpassung der Regeln in den lokalen Märkten. Diese Märkte bleiben rechtlich unabhängig. Es gibt keine gemeinsame Bestell-, Verrechnungs- oder Ausgleichsstelle. Regierungen, Gesetzgeber, Netzbetreiber, Stromhändler und Marktteilnehmer aus dem zentralen Westeuropa unterzeichneten am 6. Juni 2007 ein Absichtserklärung, mit dem Ziel die einzelnen Märkte bis im Januar 2009 zu verknüpfen. Der Handelszeitraum soll nicht nur in den jeweiligen Ländern harmonisiert werden, sondern auch, soweit möglich, über die Grenzen hinweg. Zwischen Holland und Deutschland besteht eine Verbindung, und eine weitere Verbindung ist geplant zwischen Deutschland und Dänemark. Der Plan sieht eine Ausdehnung des bestehenden Dreiländer-Markts zwischen Frankreich, Belgien und Holland auf einen Mehrländer-Markt mit dem Einbezug von Dänemark und Deutschland vor. Ursprünglich war die Umsetzung für 2007 geplant, was jedoch nicht erreicht wurde. Im östlichen Zentraleuropa arbeiten zurzeit Deutschland, Polen, die Slowakei und Tschechien in einer gemeinsam koordinierten Stromauktion zusammen, mit der Hoffnung, bis 2008 den Stromhandel besser zu verknüpfen. Eine kurze Beschreibung, wie eine solche Auktion funktioniert, findet sich in Kapitel 2.5 USA weiter unten im Dokument. Weitere Details finden sich in Englisch in den EC Discussion Note "Characteristics of Congestion Management Methods", http://www.efet.org/Download.asp?File=252. Im südöstlichen Europa muss zuerst die Voraussetzung für eine ausreichende Übertragungskapazität geschaffen werden, welche eine auf Ausgleich basierende Auktion erlaubt. Der Zeitpunkt der Einführung wurde noch nicht festgelegt, aber Systembetreiber machen zurzeit Testläufe, um das geplante Vorgehen zu überprüfen. Das Ergebnis dieser Testläufe wird veröffentlicht, und es ist beabsichtigt künftig auch Nutzer des Netzes an diesen Testläufen zu beteiligen. -8- Die Erstellung von Rahmenbedingungen für eine europaweite Verknüpfung der Märkte wird zurzeit überprüft. Das Konzept sieht eine zentrale Auktionsstelle vor, die in allen teilnehmenden Strommärkten mitbietet und die Verantwortung für die Verwaltung des grenzüberschreitenden Stromhandels übernimmt. Dieses Projekt ist noch in der Konzeptionsphase. Für eine erfolgreiche Umsetzung sind mehr Übertragungsleitungen zwischen den einzelnen Ländern zu erstellen, um die bestehenden Kapazitätsengpässe zu beheben. 2.3 Russland In den vergangenen Jahren war die Stromindustrie in Russland von radikalen Veränderungen betroffen durch Wechsel in der Gesetzgebung, Bildung eines Strommarkts und dem Auftauchen von neuen Stromproduzenten. Um Investitionen attraktiver zu machen und um die Konsumenten nachhaltig und zuverlässig mit Strom zu versorgen, organisierte sich der Markt neu, auch dank gestiegener Effizienz bei der Produktion. Es ist vorgesehen bis 2011 einen freien Markt zu etablieren, der ähnlich aufgebaut ist, wie der britische oder europäische Markt. Der Grosshandelsmarkt für Strom war üblicherweise über sogenannte Regelverträge reguliert, die zwischen dem Produzenten und Verkäufer abgeschlossen wurden. Der Preis wurde durch den Federal Tariff Service (TAF) und die Dauer der Verträge durch das Ministerium für Industrie und Energie festgelegt. Im Rahmen der Liberalisierung wird erwartet, dass langfristige bilaterale Beziehungen zwischen Marktteilnehmern eine bessere Vorhersage der Preise ermöglichen wird. Dies ist eine Voraussetzung um künftige Investitionen zu fördern. Die Vertragspartner bei den Regelverträgen sind die Stromhändler und die Käufer. Sie werden vom Administrator of Trading System (ATS) bestimmt. Die Käufer haben die Möglichkeit den im regulierten Vertrag vereinbarten Bezug um maximal 15% zu reduzieren. Im Jahr 2006 wurde noch der gesamte produzierte und konsumierte Strom über diese geregelten Verträge gehandelt. Seit 2007 nimmt der Anteil des im regulierten Markt gehandelten Stroms kontinuierlich ab, bis voraussichtlich ab dem 1. Januar 2011 der gesamte Handel über den freien Markt erfolgen wird. -9- Abb. 3: Entwicklung des russischen Strommarkts während der Übergangsperiode Strom ausserhalb der geregelten Strommenge wird zu nichtregulierten Preisen gehandelt. Das neue Marktmodel sieht zwei Arten von freiem Stromhandel vor – freie bilaterale Verträge und einen Handel auf dem Day-Ahead-Markt. Im freien Markt können die Marktteilnehmer ihre Vertragspartner, den Preis und die Liefermengen wählen. Der Day-Ahead-Markt basiert auf den besten Angebote welche die Käufer und Verkäufer einen Tag vor dem Bezug des Stroms abgeben. Die Auswahl der besten Angebote erfolgt durch die ATS. Entspricht die eingekauft oder verkaufte Menge nicht der effektiv benötigten Strommenge müssen die Marktteilnehme die Differenz über den Intraday-Markt beschaffen. Um die Gefahr einer Preismanipulationen zu reduzieren erarbeitete die Federal Antimonopoly Service of Russia ein Verfahren um wettbewerbswidriges Verhalten zu erkennen (z.B. überhöhte Preise oder Marktversagen – siehe Kalifornien 2000 weiter unten). Der neugeschaffene Grosshandel wird auch den Handel von Produktionskapazitäten umfassen. Dies wird eine zuverlässige und nachhaltige Stromversorgung gewährleisten. Vor der Einführung der neuen Regeln für den Grosshandel erzielten die Produzenten nur für 85% ihrer vorhandenen Produktionskapazität Einnahmen. Der Verbraucher bezahlte jedoch die ungenutzte Kapazität über den Pauschaltarif -10- seiner Stromrechnung. Heute erfolgt eine separate Abrechnung für den konsumierten Strom und die zur Verfügung gestellte Kapazität. Wenn die Stromproduzenten ihre Produktionskapazität verkaufen, sind sie verpflichtet ihre Kraftwerke immer betriebsbereit zu halten, um jederzeit den Strom produzieren zu können. Mit anderen Worten bedeuten diese Verpflichtungen, dass der Kraftwerksbetreiber seine Anlagen gemäss dem Zeitplan des Systembetreibers betreibt. Die Bezahlung hängt von der Einhaltung der Auflagen des Systembetreibers ab. Dies wird dazu führen, dass die Produzenten vermehrt auf Vorgaben des Systembetreibers achten werden. Diese Marktmechanismen sollen zu einer höheren Zuverlässigkeit der Stromversorgung, auch bei steigender Nachfrage, führen. Um die Investitionen zu fördern, wird die Produktion aus Anlagen, die nicht bereits in der Planung 2007 der Federal Tariff Service vorgesehen sind, ohne Preisvorgaben über den Grosshandel gehandelt. Diese Produktionsanlagen werden nicht über die regulierten Verträge abgedeckt. Das gleiche gilt für neue Abnehmer, die nach 2007 in den Markt eintreten. Künftig wird die Liberalisierung des Stromgrosshandels zur Entstehung von Nebenmärkten führen, die das Energiesystem stützen werden. Dies werden Märkte für Dienstleistungen, Übertragungsrechte und Stromderivate sein. Abb. 4: Die wesentlichen Formen des Grosshandels wie er für 2011 vorgesehen ist © 2005 RAO "UES of Russia" -11- 2.4 Japan Die Deregulierung des japanischen Strommarkts erfolgte in drei Phasen, wobei der Prozess noch nicht vollständig abgeschlossen ist. Im Jahr 1995 wurde der Grosshandel liberalisiert, indem neben den Stromproduzenten weiteren Marktteilnehmern ermöglicht wurde, Strom an die Energieversorgungsbetriebe zu verkaufen. Gleichzeitig wurde der Markt für den Stromhandel geöffnet, indem Stromproduzenten erlaubt wurde, über ihre eigenen Übertragungsnetze Strom direkt an die Endverbraucher (Private und Firmen) zu verkaufen. Die Preise blieben reguliert. Ein weiterer Liberalisierungsschritt im Stromhandel erfolgte 1999. Kunden, die direkt mit Hochspannung versorgt wurden, durften direkt bei einem beliebigen Produzenten den Strom einkaufen. Für den Transport wurden die Übertragungsnetze der Energieversorger geöffnet, so dass die Produzenten gegen eine Gebühr den Strom dem Endverbraucher liefern können. Die Preisregulierung wurde weiter liberalisiert und Restriktionen, die den Energiedienstleister eine Ausdehnung ihrer Tätigkeit untersagten, wurden abgeschafft. Einschränkungen im Zugang zu den Stromnetzen wurde überprüft, und der Stromhandel 2003 weiter liberalisiert. Aufgrund dieser Veränderungen werden heute 40% des in Japan erzeugten Stroms im freien Markt gehandelt, und es wurden Anreize geschaffen, um Investitionen in die Stromproduktion zu fördern. 2.5 USA Die Deregulierung des amerikanischen Markts erfolgte Staat für Staat und begann in den frühen 90'er-Jahren. Ende des vergangen Jahres war der Strommarkt in 17 Staaten und in Washington DC dereguliert. Die verbleibenden Staaten sind weiterhin reguliert, mit staatlich vorgeschriebenen Preisen und ohne Konkurrenz. In den USA gab es nie Staatsbetriebe. Die regional verankerten Energieversorger besaßen ein reguliertes und vertikal verknüpftes Monopol. Ein einzelner Energieversorger kontrollierte die Produktion, Übertragung und Verteilung in seiner Region. Jeder Stromproduzent unterhielt genügend Produktionskapazität, um die Bedürfnisse seiner Kunden zu befriedigen. Die Stromübertragung über weite Distanzen diente ausschliesslich für den Notfall. Es bestanden nur wenige Verbindungen zwischen den verschiedenen Übertragungsnetzen. Die Preise waren staatlich geregelt. -12- Der Kongress verabschiedete 1992 ein Energiegesetz, das die Voraussetzungen schaffte für die Restrukturierung der Stromwirtschaft. Das Gesetz sieht eine Öffnung des Strommarkts für Unternehmen vor, die keinen Strom produzieren. Um den Wettbewerb im Stromgrosshandel zu fördern, gab die staatliche Energiebehörde (FERC) 1996 die Verordnung 888 heraus. Diese verpflichtete die Energieversorger zur Öffnung ihrer Übertragungsnetze für Stromproduzentern, so dass diese ihren Strom über fremde Übertragungsnetze zu den Kunden liefern können. Diese Regelung sieht zudem eine Auftrennung der Produktion, Übertragung und Verteilung vor. Die beiden letzten Bereiche verbleiben in der Verantwortung der lokalen Energieversorger und sind weiterhin reguliert. Die Preise im Grosshandel werden nicht mehr festgelegt. Die unabhängigen Produzenten können, in Konkurrenz mit den bisherigen Energieversorgern, den Strom direkt an die Verbraucher oder an die Energieversorger verkaufen. Die Vereinbarungen im liberalisierten Markt unterscheiden sich in den verschiedenen Staaten, wobei in den meisten Staaten ein unabhängiger Systembetreiber (ISO) den Handel im Auftrag des Staats, einer Region oder eines regionalen Netzbetreibers (RTO) beaufsichtigt. Es gibt im Wesentlichen drei verschiedene Auktionen: den Day-Ahead-Markt, den Intra-Day-Markt und den Regelenergiemarkt. Am Day-Ahead-Markt werden einen Tag im Voraus Verträge für die Lieferung einer Stunde Strom (Stundenverträge) abgeschlossen. Der Intra-Day-Markt erlaubt es dem ISO/RTO entsprechend dem tatsächlichen Bedarf noch geringe Anpassungen vorzunehmen, und der Regelenergiemarkt erlaubte es kurz vor Bezug Differenzen zwischen Nachfrage und Angebot auszugleichen. -13- Abb. 5: Vereinfachte Darstellung des Day-Ahead-Markts Das Beispiel in Abb. 5 zeigt eine vereinfachte Darstellung der Funktionsweise des Day-Ahead-Markts mit sechs Stromproduzenten als Teilnehmer. Die ISO erhält Angebote von jedem der sechs Produzenten die zwischen 0 Cents/kWh für 5'000 MW und 3 Cents für 4'000 MW liegen. Insgesamt werden 21.5 Gigawatt (GW) angeboten, die Nachfrage beträgt jedoch nur 12.5 GW (1 GW = 1'000 MW). Der Bedarf von 12.5 MW kann mit dem Angebot von nur vier Produzenten abgedeckt werden, die übrigen Angebote werden nicht benötigt. Der höchste Preis (market clearing price MCP) innerhalb der für die Deckung der Nachfrage benötigten Menge liegt bei 2 Cents/kWh. Alle Anbieter, deren Angebot erfolgreich war, erhalten nun den MCP, unabhängig vom ursprünglich angebotenen Preis. Somit erzielen diejenigen mit einem Angebot unter dem MCP einen höheren Preis als sie ursprünglich verlangt haben, sogar derjenige der kostenlos geliefert hätte. Wie später noch im Detail erläutert wird, sind thermische Kraftwerke so ausgelegt, dass sie kontinuierlich Strom produzieren. Auch Laufwasserkraftwerke sind nur schwer anzuhalten. Aus diesem Grund sind Betreiber solcher Anlagen oft bereit in Zeiten sehr geringer Nachfrage, zum Beispiel mitten in der Nacht, ihren Strom kostenlos abzugeben, da es teurer ist ein solches Kraftwerk anzuhalten, als es für eine Stunde kostenlos weiter zu betreiben. Steigt der Strombedarf am Morgen wieder -14- an, bräuchte zudem die Wiederinbetriebnahme zu viel Zeit, so dass der Strom für diese Periode mit höheren Strompreisen nicht zur Verfügung stehen würde. Die Verordnung 888 der FERC war ein wichtiger Schritt für den regionalen Grosshandel mit Strom. Die Tarife und die Handelsbedingungen waren jedoch noch lange nicht vollkommen. Die FERC ist zurzeit daran, Verbesserungen vorzuschlagen und die Verordnung zu überarbeiten. Trotzdem brachte die neue Verordnung einen besseren Netzzugang für viele Stromanbieter und Stromkonsumenten. Seit dem Erlass der Verordnung haben sich sechs unabhängige Systembetreiber (ISO) gebildet: (1) Neuengland, (2) New York, (3) PJM Interconnection (deckt das Gebiet der Mid-Atlantic Staaten und einen Teil des mittleren Westens ab), (4) mittlerer Westen, (5) Kalifornien und (6) der Süd-West Strom Pool (SPP) der Teile von Texas, Louisiana, Arkansas, Missouri, Kansas und Oklahoma umfasst. Die Verordnung Nr. 2000, die im Jahr 1999 von der FERC erlassen wurde, verlangt von allen Systembetreibern, welche ein Übertragungsnetz betreiben, die Teilnahme an einer überstaatlichen regionalen Netzbetreiberorganisation (RTO). Trotz dieser beiden Verordnungen nehme viele öffentlichen Stromversorger weder an ISO noch an RTO teil. Somit bleibt die Liberalisierung des amerikanischen Strommarkts lückenhaft. Die ISO/RTO besitzt keine eigenen Übertragungsnetze. Diese bleiben im Besitz der bestehenden Gesellschaften. Der Zweck der ISO ist es, zu gewährleisten, dass alle Marktteilnehmer ungehinderten Zugang zu den Übertragungsnetzen haben, um so den Wettbewerb zu fördern. Sobald die Akutionen abgeschlossen sind, können die Verlierer der Auktion ihren Strom an anderen Auktionen anbieten. Sobald der Zeitpunkt der Stromlieferung kommt, versendet die ISO die Aufträge zu Händen der Stromproduzenten mit Angaben, wann die Lieferung beginnet, wann sie zu Ende ist und wie viel erzeugt werden muss. Um Überlastungen im Übertragungsnetz zu beschränken verlangen die meisten ISO/RTO neben der Übertragungsgebühr zusätzlich noch eine Überlastungsgebühr. Diese Gebühr ist gekoppelt an den Preis im Spotmarkt welcher wiederum abhängig ist von der Nachfrage auf dem Markt, insbesondere für sehr kurzfristig zusätzlich benötigte Strommengen, welche zu einer Überlast führen können. Dieses System mit den zusätzlichen Gebühren wird "Locational Marginal Pricing" (LMP) genannt. Die Grundidee dieses Systems ist es, für die Stromerzeuger einen Anreiz zu schaffen, neue Übertragungskapazitäten zu erstellen und so ihre Ausgaben zu senken. -15- 2.6 Risiken – Kalifornien 2000 Um die Risiken des Stromhandels und die Komplexität der liberalisierten Marktmechanismen besser zu verstehen, ist es interessant die Erfahrungen in Kalifornien aus dem Jahr 2000 etwas genauer zu betrachten. Dies obwohl sie nicht direkt im Zusammenhang mit den Überlegungen bezüglich dem Betriebsunterbruch stehen. Kalifornien war der erste US-Bundesstaat, der den Grosshandel für Energie liberalisierte. Als einen Teil des Liberalisierungsprozesses mussten im März 1998 die Energieversorger ihre Kraftwerke abgeben, um so den Wettbewerb zu fördern. Die Energieversorger waren weiterhin für die Übertragung und für den Verkauf des Stroms verantwortlich, dies in Konkurrenz mit unabhängigen Marktteilnehmern. Insgesamt wurde 40% der Produktionskapazität an unabhängige Stromproduzenten verkauft. Die Energieversorger waren verpflichtet ihren Strombedarf auf dem neu geschaffenen Spotmarkt, the California Power Exchange, zu beziehen. Es war ihnen nicht erlaubt, langfristige Verträge abzuschliessen, die ihnen ermöglicht hätte, sich gegenüber kurzfristigen Preisschwankungen im Markt, z.B. durch Lieferengpässe oder Bedarfsspitzen, abzusichern. Im Jahr 2000 waren die Grosshandelspreise dereguliert, die Preise für den Verbraucher waren jedoch weiterhin reguliert und unveränderlich, in der Annahme, dass sie in jedem Fall höher bleiben als die Grosshandelspreise. Mit der Zeit wurden die kalifornischen Netzbetreiber abhängig von Stromimporten aus Wasserkraftwerken in den nordwestlichen Bundesstaaten Oregon und Washington. Im Sommer 2000 führte eine anhaltende Trockenheit in diesen Staaten zu einer Verknappung des Stromangebots, welches für Kalifornien zur Verfügung gestellt werden konnte. Es war jedoch zu jedem Zeitpunkt in der Krise genügend Produktionskapazität vorhanden, um den Bedarf zu decken. Die Reserven waren jedoch so niedrg, dass die unabhängigen Stromproduzenten den Staat erpressen konnten, indem sie Kraftwerke für Wartungsarbeiten aus dem Verkehr zogen, um so Angebot und Nachfrage zu beeinflussen. Diese kritischen Abschaltungen erfolgten einzig aus dem Grund, die kalifornischen Netzbetreiber dazu zu zwingen, im IntraDay-Markt den Strom zu stark überhöhten Preisen bei privaten Stromproduzenten zu beziehen. Hinzu kam eine ungenügende Netzinfrastruktur in Kalifornien. Die wichtigste Übertragungsleitung (Linie 15), die eine Stromübertragung zwischen dem Norden und Süden von Kalifornien erlaubte, wurde seit Jahren vernachlässigt. Dadurch wurde sie zu einem Engpass für die Stromübertragung zwischen Nord und Süd und -16- verringerte die Möglichkeiten der ISO bei einer Verknappung in einer Gegend genügend Strom aus einer anderen Gegend zu beziehen. Diverse unabhängige Stromproduzenten und Stromhändler, insbesondere Enron, manipulierten den Markt, um anomale Versorgungssituationen zu schaffen, wodurch der Eindruck einer Stromknappheit entstand. Dadurch wurden die Preise während den Verbrauchsspitzen in die Höhe getrieben. Die neue Marktregelung erlaubte es den Energieversorgern für den Strom aus anderen Staaten höhere Preise zu verlangen. Oft wurde jedoch durch ein Verfahren, das bekannt wurde unter dem Begriff "Megawatt waschen", Strom aus Kalifornien als ausserstaatlicher Strom getarnt. Kurzfristig waren solche Manipulationen finanziell tödlich, da die Grosshandelspreise über den Verkaufspreis stiegen. Das Resultat war ein Chaos mit zeitweiligen Blackouts, wovon Verbraucher in ganz Kalifornien betroffen waren. Dies führte im Januar 2001 dazu, dass der Gouverneur von Kalifornien den Notstand ausruf. Ein Energieversorger, Pacific Gas and Electricity, ging in Konkurs und einem weiteren, Southern California Edison, musste mit öffentlichen Geldern geholfen werden. Da die kalifornischen Energieversorger faktisch bankrott waren und nicht mehr in der Lage waren, Strom einzukaufen, musste die Regierung im Markt Strom zu überhöhten Preisen beschaffen. In den darauf folgenden Untersuchungen machte der Vorsitzende der Kalifornischen Energiebehörde gegenüber dem Untersuchungsausschuss im Mai 2002 folgende Aussage: "Es gibt eine wichtige Lektion, die wir aus dieser Erfahrung gelernt haben: Strom ist grundlegend anders als alle anderen Handelswaren. Er kann nicht gespeichert werden, man sieht ihn nicht und wir können nicht auf ihn verzichten. Dies schafft in einem deregulierten Markt unzählige Gelegenheiten, sich einen Vorteil zu verschaffen. Es handelt sich um ein öffentliches Gut, welches vor privatem Missbrauch geschützt werden muss. Wenn Murphys Gesetz für den Strommarkt geschrieben worden wäre, dann würde das Gesetz lauten, 'jedes System das missbraucht werden kann, wird missbraucht und zwar zum dümmsten Zeitpunkt', und der Strommarkt kann von Natur aus missbraucht werden. Nie wieder dürfen wir privaten Interessen erlauben, eine künstliche oder auch reale Stromknappheit zu verursachen….Enron steht da für Geheimhaltung und fehlende Verantwortung." Aus diesem Grund muss, wie in der Einleitung bereits erwähnt, die Liberalisierung und Deregulierung des Strommarkts mit umfassenden Regelungen für den -17- Stromhandel begleitet werden; dies um den Missbrauch des Systems, wie ihn Enron in Kalifornien betrieben hat, zu vermeiden. 3. Grundlagen der Betriebsunterbrechungs-Versicherung 3.1 Bruttogewinn Ein erzwungener Produktionsstopp durch ein versichertes Schadenereignis kann gravierende finanzielle Konsequenzen nach sich ziehen. Darum lohnt sich eine gute Versicherung gegen ausbleibende Einnahmen. In Europa wird normalerweise beim Betriebsunterbruch der Bruttogewinn versichert der wie folgt definiert ist: "Umsatz (Bruttoumsatz) minus variable Kosten (z.B. Rohmaterial oder Brennstoffe)" In den USA wird häufig eine ältere Definition verwendet, die den Versicherten entschädigt für: "Reinertrag plus die üblichen fixen Kosten" Der Reinertrag entspricht dem Nettogewinn, d.h. dem Umsatz minus fixe und variable Kosten. Obwohl die amerikanische Form die normalen Betriebskosten dazurechnet, führen beide Methoden praktisch zum gleichen Resultat. Der Bruttogewinn ist im Allgemeinen definiert als "der Betrag, um den sich der Umsatz während der Ausfallszeit verringert, gegenüber dem üblicherweise erzielten Umsatz". Der üblich erzielte Umsatz (Standard-Umsatz) wird festgelegt auf Grund des Ergebnisses der letzten zwölf Monate vor dem Schadenereignis. Oft enthalten Versicherungspolicen jedoch folgende besondere Bedingung: "Zur Bestimmung des Bruttogewinns ist die Geschäftsentwicklung vor und nach dem Schadenereignis zu berücksichtigen. Der Bruttogewinn hat so nah wie möglich an das Ergebnis heranzukommen, das ohne Schadenereignis während des entsprechenden Zeitraums nach dem Schadenereignis erreicht worden wäre." Diese Formulierung ist etwas ungenau und kann in der Praxis zu Diskussionen über die künftige Marktentwicklung führen und damit über den erzielten Gewinn, der erzielt worden wäre, wenn der gedeckte Schaden nicht eingetreten wäre. Der Grundsatz dieser Klausel ist klar; es soll dem Versicherten kein Ertrag dadurch -18- entgehen, dass der Schaden eingetreten ist. In einem komplexen Markt, wie dem Strommarkt, kann die Umsetzung jedoch recht schwierig sein. 3.2 Wichtige Einsparungen Der Bruttogewinn setzt sich aus dem Nettoertrag und den fixen Kosten zusammen, d.h. denjenigen Kosten die anfallen, unabhängig davon, ob Strom produziert wird oder nicht. Variable Kosten werden nicht in die Berechnung mit einbezogen, da sie nur entstehen, wenn Strom produziert wird, und während eines Betriebsunterbruchs eingespart werden können. Unter Umständen kann während eines Unterbruchs auch ein Teil der fixen Kosten eingespart werden (siehe Beispiel in Kapitel 5). Diese Einsparungen müssen bei der Bestimmung der Schadenhöhe mit berücksichtig werden, ansonsten profitiert der Versicherer von einem Schadenereignis. Abb. 6: Eingesparte Kosten 3.3 Mehrkosten Policen für den Betriebsunterbruch decken neben dem Bruttogewinn auch Aufwendungen, welche zur Reduktion des Schadens während der Haftungsdauer getroffen werden. Diese Kosten entsprechen nicht den Schadenminderungskosten, da sie den Verlust während der Haftzeit reduzieren müssen, um entschädigt zu werden. -19- Eine solche Bedingung wird üblicherweise wie folgt formuliert: "Die zusätzlichen Kosten, die notwendig und sinnvoll sind und aus dem alleinigen Bestreben entstehen, einen Umsatzrückgang zu vermeiden oder zu vermindern, der ohne solche zusätzliche Kosten als Folge des Schadens während der Haftzeit eingetreten wäre, die jedoch nicht die Summe übersteigen dürfen, die sich aus der Multiplikation der Bruttogewinnrate mit dem Betrag des durch den Aufwand der zusätzlichen Kosten vermiedenen Umsatzrückgangs ergibt." 4. Stromproduktion heute 4.1 Einführung Das Grundprinzip der Stromerzeugung ist immer das selbe. Vereinfacht gesagt, braucht es eine Energiequelle, um eine Kupferschlaufe in einem Magnetfeld zu bewegen und dadurch Strom zu produzieren. Die Energiequelle kann unterschiedlich sein, aber im Allgemeinen gibt es zwei Kategorien: Wärme und Bewegung. Wärme wird verwendet um Dampf zu erzeugen, welcher mit Druck durch Turbinenschaufeln geleitet wird, um den Generator anzutreiben. Die Wärme kann entweder durch Verbrennen von Kohle, Erdöl oder Gas oder durch eine nukleare Reaktion erzeugt werden. Bewegung kann erbracht werden durch Wind oder Wasser. Wasserkraft wird erzeugt mit Hilfe von Dämmen, entweder um ein Reservoir zu bilden oder um Wasser eines Flusses oder Meereswasser bei Gezeiten zurückzuhalten. In beiden Fällen bewegt das aufgestaute Wasser eine Turbine, welche den Generator antreibt. Es gibt eine besondere Form der Wasserkraft das sogenannte Pumpspeicherwerk. Dieses kann überschüssige Stromproduktion dazu verwenden, Produktionskapazität zu speichern, die später wieder in Strom gewandelt werden kann. Bei geringem Strombedarf wird überschüssiger Strom von Wärmekraftwerken dazu verwendet, Wasser in einen höher gelegenen Speicher zu pumpen. Während Phasen grossen Strombedarfs, kann dieses gespeicherte Wasser dazu verwendet werden, zusätzlichen Strom zu erzeugen, um so den Spitzenbedarf abzudecken. Dies ist nicht nur eine geeignete Form, um Produktionsreserven für den Spitzenbedarf zu schaffen, sonder ist auch wirtschaftlich interessant, dadurch dass im Intra-Day-Markt dieser Strom zu hohen Preisen verkauft werden kann. -20- Abb. 7: Der Anteil der einzelnen Energiequellen für Grossbritannien und weltweit. Electricity Production by Input / Fuel 6% Nuclear Renewables 9% 25% experience Gas 23% 3% 32% 26% Coal 39% 35% Oil 3% World 08/08/2008 UK Maston Driscoll & Damico, London 51 Energiequellen werden unterteilt in "erneuerbare" und "nicht erneuerbare" Quellen. Erneuerbare Energien sind Windkraft, Sonnenenergie, Gezeitenkraft und Wasserkraft. Diese Quellen werden bei der Stromproduktion nicht verbraucht und können wieder verwendet werden. Weitere Beispiele für erneuerbare Energien sind Biomasse, Abfallholz, Deponiegas und Gas durch Vergären von Klärschlamm. Alle dieser Quellen ermöglichen eine effiziente Verwertung von Bioabfällen. Sie werden jedoch nicht sofort erneuert, wie die Wind- oder Gezeitenenergie, sondern mit einer gewissen Verzögerung. 4.2 Kohle Kohle ist weltweit die grösste Energiequelle für die Produktion von Strom. Kohlekraftwerke zu erstellen, ist sehr teuer. Stehen sie jedoch einmal, sind die Kosten für den Betrieb der Anlagen relativ gering. Sie sind in der Regel relativ zuverlässig und haben eine lange Lebensdauer. Dies ist der Grund, warum heute immer noch so viele Anlagen in Betrieb sind. -21- Abb. 8: Die schematische Darstellung eines typischen Kohlekraftwerks Coal-Fired Plant 08/08/2008 Maston Driscoll & Damico, London 38 Kohlekraftwerke erzeugen grosse Mengen an CO2. Bemühungen, den CO2-Ausstoß zu verringern, können künftig zu deutlich höheren Betriebskosten führen. Eine in Betrieb laufende Anlage, braucht längere Zeit, um in den Stillstand herunter zu fahren. Daher kann die Produktion kurzfristig dem Bedarf nur wenig flexibel angepasst werden. Im Normalfall produziert es eine konstante Menge an Strom und wird aus diesem Grund zur Produktion der sogenannten "Grundlast" verwendet, d.h. Betreiber von Kohlekraftwerken können davon ausgehen, dass sie ihren Strom fortlaufend absetzten können. 4.3 Gas Die Stromproduktion mit Gasturbinen-Kraftwerken gehört zu der am schnellsten wachsenden Produktionstechnologie. Die meisten neuen Kraftwerke werden mit Gas betrieben. Sie haben niedrigere Erstellungskosten als Kohlekraftwerke, sind jedoch im Unterhalt teurer. Bezüglich der Schadstoff-Emissionen sind sie besser als die Kohlekraftwerke. Die Anlieferung des Brennstoffs über Pipelines ist einfacher. Dadurch, dass die -22- Produktion schnell und preiswert angepasst werden kann, bieten sie eine grössere Flexibilität bezüglich der Produktionsmenge. Abb. 9: Funktionsschema eines Gas-Dampf-Kombikraftwerks Combined Cycle Gas Turbine Generator 07/08/2008 Maston Driscoll & Damico, London Ein Kombikraftwerk ist in der Lage, gleichzeitig zwei Generatoren mit einer Energiequelle zu betreiben. Auf der linken Seite des Schemas ist der offene Kreislauf. Die Antriebskraft der Gasturbine wird durch die Verdichtung der einströmenden Luft und das aus den Brennern ausströmende heiße Gas erzeugt. Diese Kombination des Antriebs ist sehr effizient. Dieser Kreislauf wird kombiniert mit einem zweiten Kreislauf, in welchem das heiße Gas weiter genutzt wird, um Dampf zu erzeugen. Dieser treibt dann eine konventionelle Dampfturbine an, welche einen weiteren Generator antreibt. Dies geschieht ohne zusätzlich Energie zuzuführen. Der Kombi-Kreislauf, im Schema, kann relativ schnell ein- bzw. abgeschaltet werden. Dies ermöglicht es dem Kraftwerksbetreiber schnell und einfach auf Nachfragespitzen zu reagieren. Der offene Kreislauf benötigt mehr Zeit zum Hochfahren und bis er volle Leistung produziert. Oft wird dieser Kreislauf mit konstanter Leistung betrieben und steuert so einen Beitrag zur Grundlast bei. -23- 40 Dies Art der Stromproduktion hat in der heutigen Marktsituation viele Vorteile: genügend Erdgasvorkommen, effiziente und saubere Produktion und besonders wichtig, eine hohe Flexibilität bei der Produktionsmenge. Dies ermöglicht es dem Betreiber bei hohem Strombedarf gezielt die Produktionsmenge zu steigern und so von den höheren Strompreisen zu profitieren. Der dadurch erzielte zusätzliche Ertrag deckt die höheren Unterhaltskosten bei weitem. Beim Ausfall eines solchen Kraftwerks müssen bei der Entschädigung die komplexen Handelsverträge mit berücksichtigt werden (siehe Fallstudie im Kapitel 6) und die Marktentwicklung und Handelsstrategie des Kraftwerks muss verstanden werden. Den Einkommensverlusten durch den Ausfall der Stromproduktion können Einsparungen bei den Unterhaltskosten entgegengestellt werden. Zudem kann das nicht verbrauchte Erdgas verkauft werden und so können schadenmindernde Einkünfte erzielt werden. Es wird zudem empfohlen, die laufende Verfügbarkeit der Anlage zu dokumentieren, da die Produktion bei diesen Anlagen sehr schwankt und der Betrieb weniger zuverlässig ist, als bei Kohle- oder Nuklearkraftwerken. 4.4 Kernkraft Abb. 10: Die Anordnung eines typischen Kernkraftwerks. Typical Nuclear Power Station 08/08/2008 Maston Driscoll & Damico, London -24- 44 Kernkraftwerke haben sehr hohe Erstellungs- und auch Abbruchkosten. Dazwischen können sie jedoch sehr effizient und ertragreich und zuverlässig betrieben werden, mit relativ geringen konstanten Betriebskosten und hohem Wirkungsgrad. Das Herauf- und Herunterfahren ist eine aufwändige Prozedur. Aus diesem Grund werden diese Kraftwerke praktisch ausschliesslich zur Produktion der Grundlast genutzt. 4.5 Wasserkraft Auch bei diesen Kraftwerken sind hohe Anfangsinvestitionen notwendig, aber sind sie einmal erstellt, produzieren sie günstig und zuverlässig Strom. Die billigste Art die Wasserkraft zu nutzen, ist der Bau von Laufwasserkraftwerken, da der Damm in der Regel nicht sehr gross sein muss. Häufig wird diese Form der Wasserkraft genutzt, um kleine Ortschaften oder abgelegene Fabriken mit Strom zu versorgen. Eine verwandte Form der Stromproduktion ist das Gezeitenkraftwerk. Speicherkraftwerke sind kostspieliger zu erstellen, da die Staumauer grösser und teurer ist als beim Laufwasserkraftwerk. Auf Grund der hohen Investitionen und dem konstanten Zufluss des Wassers in den Speicher, das im Fall, in dem es nicht verwendet wird, nutzlos überlaufen würde, werden diese Kraftwerke konstant betrieben, zumindest solange Wasser in den Speicher fliesst. Dank der Fähigkeit kontinuierlich Strom zu günstigen Preisen zu produzieren, wird die Wasserkraft oft für die Erzeugung der Grundlast eingesetzt. Nimmt während Trockenperioden (z.B. Kalifornien 2000) die erzeugbare Menge signifikant ab, führt dies zu einem Marktvorteil für die Betreiber von modernen Gaskraftwerken, deren Produktionsreserven in Zeiten der Knappheit zur Verfügung stehen. Abb. 11: Aufbau eines typischen Wasserkraftwerks Typical Hydro Station 08/08/2008 Maston Driscoll & Damico, London -25- 42 Wie bereits erwähnt, ist das Pumpspeicherkraftwerk eine besondere Form des Wasserkraftwerks. Verglichen mit den anderen Wasserkraftwerken ist dies eine teure Stromproduktion, da für das Hinaufpumpen des Wassers in den Speicher zuerst einmal Strom benötigt wird. Trotzdem sind diese Kraftwerke sehr hilfreich, um das Netz zu stabilisieren, da sie bei Spitzenbedarf sehr kurzfristig Strom erzeugen können. Aus diesem Grund können sie sehr ertragreichen Strom erzeugen, jedoch nicht über eine längere Periode. Der Gesamtertrag ist auch hier abhängig von Angebot und Nachfrage. 4.6 Windkraft Die Installationskosten sind abhängig vom Standort der Anlage. Zunehmend werden sie Offshore erstellt, was einerseits die Erstellungskosten erhöht, andererseits den Bau von grösseren Anlagen erlaubt. Obwohl sie nur einen geringen Anteil der globalen Stromproduktion ausmachen, tragen sie eher zur Erzeugung der Grundlast bei, als zur Abdeckung des Spitzenbedarfs. Dafür gibt es zwei Gründe. Erstens ist dies eine umweltfreundliche Art der Stromproduktion. Viele Länder suchen daher die Windenergie möglichst intensiv zu nutzen, um die Kriterien des Kyotoprotokolls zu erreichen. Zweitens werden einige Teile der Windturbinen in angehaltenem Zustand sehr belastet. Aus diesem Grund versuchen Betreiber dies zu vermeiden. Die Unterhaltskosten sind relativ hoch und die Zuverlässigkeit der Anlagen ist unterschiedlich. Das Problem im Unterhalt ist, dass an Stelle einer grossen Anlage viele kleine Anlagen den Strom erzeugen. Dies bietet viel mehr Möglichkeiten für Schäden an den Anlageteilen. Im Zusammenhang mit einem Betriebsunterbruch ist nicht zu erwarten, dass Schadenforderungen für den vollständigen Stillstand einer ganzen Windfarm gestellt werden. Eher werden dafür viele Fälle mit dem Ausfall von ein bis zwei Turbinen eintreten. Ein wohlüberlegtes Festlegen des Selbstbehalts ist hier von grosser Bedeutung. -26- 5. Schadenaufwand 5.1 Schlüsselfaktoren zur Schadenbemessung Je nach Kraftwerkstyp, in dem sich der versicherte Schaden ereignet, sind unterschiedliche Betrachtungen bezüglich der Bemessung des Schadens zu anzustellen. Im Folgenden werden einige dieser Überlegungen beschrieben. • Handel während der letzten 12 Monate: Verschiedene Betrachtungen kommen in Frage, abhängig von der Geschäftsphilosophie des Produzenten. Kraftwerke mit einer hohen und stabilen Produktion (z.B. Kohle- oder Kernkraftwerk) schliessen wahrscheinlich Abnahmeverträge für Strom im Voraus ab. In diesem Fall ist es relativ einfach auf Grund des Vertrages den Verlust von Einnahmen zu bestimmen. Schwieriger sind Kraftwerke, die für saisonale oder tägliche Verbrauchsspitzen produzieren. Der Strommarkt ist sehr unbeständig. Es ist schwierig die Nachfrage längere Zeit im Voraus vorherzusagen. Dies aufgrund der Mechanismen des Markts während der letzten Stunde vor der Produktion bis zum Zeitpunkt der Produktion. Das Marktgeschehen der letzen 12 Monate muss nicht repräsentativ sein für die Handelsperiode während der Schadendauer. Hinzu kommt, dass kleinere Stromproduzenten (meistens Gas-Dampf-Kombikraftwerke) ihr bestelltes Gas weiter verkauft haben und je nach Marktsituation gar keinen Strom produziert hätten. Bei geringer Nachfrage ist es für diese oft besser ihre vertraglichen Verpflichtungen zur Stromproduktion an einen anderen Produzenten weiter zu verkaufen und so Betriebskosten zu senken, indem er während der Zeit des niedrigen Bedarfs die Anlage gar nicht betreibt. Dies ermöglicht es ihnen auch, sobald die Nachfrage nach Strom steigt, die Produktion wieder anzufahren und die Kapazität im kurzfristigen Markt zu verkaufen. • Markttrends: Versucht man die vergangenen 12 Monate auf die Zeitspanne des Betriebsunterbruchs zu übertragen, kann dies zu einer sehr komplizierten und aufwändigen Aufgabe werden. Der Ertrag muss unter Berücksichtigung der Markttrends so bestimmt werden, als ob das Schadenereignis sich nicht ereignet hätte. Dazu müssen Marktentwicklungen korrekt bestimmt werden. Nur so kann die Klausel richtig angewendet werden. Oft sind der Versicherer und die Schadengutachter dem Versicherten ausgeliefert, der ausgeklügelte Modelle -27- verwendet, um seine Marktchance zu beurteilen. Es kann sehr schwierig sein, seine Angaben zu überprüfen. • Einsparungen: Während der Zeit, in der die Anlage nicht produzieren kann, können Kosten für den Unterhalt gespart werden und reguläre Wartungsmassnahmen vorgezogen werden, um so einen künftigen geplanten Stillstand für Wartungsarbeiten einzusparen. Solche Überlegungen müssen mit berücksichtig werden. Dass während des Stillstands kein Brennstoff bezogen wird, kann je nach Sachlage zu weiteren Einsparungen führen. Gas wird jedoch häufig zu „take or pay“ Bedingungen fix gekauft und muss auch im Fall, wo es nicht bezogen wird, bezahlt werden. Falls das Gas jedoch weiter verkauft werden kann, führt dies zu Einsparungen. • Wertsteigerung: Nach einer Reparatur kann unter Umständen das Kraftwerk einen höheren Wirkungsgrad aufweisen als vor dem Schadenereignis. Der dadurch generierte höhere Ertrag kann, je nach Ausformulierung der Vertragsbedingungen, bei der Schadenbemessung mit berücksichtig werden. Dies muss in Zusammenarbeit mit der Buchprüfung identifiziert und bewertet werden. 5.2 Einfluss der Vertragsbedingungen Die Deckung des Betriebsunterbruchs wird stark durch die Vertragsbedingungen bestimmt. Es ist nicht ungewöhnlich, die Vertragsbedingungen der zu versichernden Betriebsart anzupassen. Werden diese sorgfältig formuliert, kann dies zum Vorteil aller beteiligten Vertragspartner sein. Ist dies nicht der Fall, birgt dies Gefahren für alle Beteiligten Es ist nicht immer möglich die Marktbedingungen vorher zusagen. Falls der Schaden während einer Periode mit grossen Marktschwankungen erfolgt, kann eine allgemein gehaltene Formulierung einfacher anzuwenden sein, als eine stark angepasste Bedingung, die nicht alle relevanten Faktoren berücksichtigt. Um ein Beispiel zu geben: Die Arbeitsgruppe hat Kenntnis von einem Betriebsunterbruchschaden im Zusammenhang mit dem Bau eines Gas-DampfKombikraftwerks in den USA. Der Abschnitt 2 in den Vertragsbedingungen der Bauversicherung bot Deckung gegen: -28- "… Folgeschäden, Ertragsausfall, fixe Kosten („standing charges“), zusätzliche Betriebskosten, Vertragsstrafen (“liquidated damages“), Konventionalstrafe und dergleichen, hervorgerufen durch eine unter Abschnitt 1 versicherte Gefahr…." Der Begriff „standing charges" bezog sich auf die besondere Weise, auf die dieses Kraftwerk seinen Ertrag erzielen wollte. Im Vertrag waren spezielle Bestimmungen formuliert, die festlegten, wie diese Kosten im Sinne der Versicherungspolice zu bestimmen wären. Die Bedingungen im Versicherungsvertrag konzentrierten sich jedoch fast nur auf diese „standing charges“ und sagten nichts zu den andern gedeckten Elementen, wie Ertragssausfall und Zusatzkosten. Dadurch wurde die Schadenregulierung schwierig und umstritten. Eine weitere Möglichkeit besteht zum Beispiel darin, dass ein vorbestimmter fixer Tagessatz für die Entschädigung festgelegt wird. Eine solche Abmachung vereinfacht die Schadenregulierung beträchtlich und ist vor allem in Wirtschaftsbranchen anzuwenden, wo der Markt stabil und relativ gut vorherzusagen ist. In stark schwankenden Märkten, wie dem Strommarkt, ist dieses Vorgehen weniger geeignet. Ein fixer Tagessatz macht es dem Versicherer unmöglich, allfällige Einsparungen mit zu berücksichtigen. Bei einem nur teilweisen Betriebsunterbruch, bei dem das Kraftwerk weiterhin eine reduzierte Menge Strom produzieren kann, müsste man trotzdem durch das ganze Schadenermittlungsverfahren gehen, um den Standard-Umsatz zu bestimmen und den anteiligen Ausfall vom festgelegten Tagessatz zu ermitteln. Der einzige weitere Vorteil einer Tagesentschädigung besteht darin, dass so die maximale Höhe eines möglichen Schadens bestimmt festgelegt ist. Dies kann aber einfacher durch eine gewöhnliche Limitierung der Entschädigung erreicht werden. 5.3 Selbstbehalt Der Selbstbehalt kann festgelegt werden als • Betrag • Karenzfrist von ein paar Tagen oder • Der Ertrag einer bestimmten Anzahl von Tagen, der von der Schadensumme abgezogen wird, festgelegt aufgrund des mittleren Tagesumsatz oder des Ertragsausfall während der gesamten Stillstandperiode. Im Normalfall ist der Ertragsausfall am Anfang einer Unterbruchperiode am grössten und reduziert sich langsam indem die Produktion langsam wieder aufgenommen -29- wird, bis schlussendlich die volle Produktionsleistung wieder erreicht wird. In diesem Fall würde eine einfach Wartefrist am Anfang der Ausfallperiode zu einer deutlich geringeren Schadenzahlungen führen, als der Abzug eines über den gesamten Zeitraum gemittelten Ertragsausfalls. Ist der Zeitraum bis zur Rückkehr zur vollen Produktion sehr lang, kann der mittlere Ertragsausfall sehr gering sein. In diesem Fall führen die beiden Modelle zu sehr grossen Unterschieden bezüglich der Entschädigung, und dies kann bei grossen Schadenereignissen eine Differenz von mehreren 10 Millionen US$ ausmachen. Ein weiterer Fall, der zu Problemen führen kann tritt ein, wenn provisorische Reparaturen vorgenommen werden, um bis zum Eintreffen der Ersatzteile die Produktion zumindest teilweise aufrecht zu erhalten, während dann bei der endgültigen Reparatur der Betrieb für einige Wochen komplett stillgelegt werden muss. Dies kann zu Diskussionen führen, wie der Selbstbehalt in diesem Fall abgezogen wird. Soll eine einfache Wartefrist abgezogen werden, die sich auf die ersten Tage mit reduzierter Leistung bezieht, so muss der Ertragsausfall während des kompletten Stillstands voll vergütet werden. Oder soll ein mittlerer Ertragsausfall über die gesamte Periode abgezogen werden. Zuerst ist die Selbstbehaltsklausel im Vertrag zu prüfen, aber oft geht daraus nicht hervor, wie in einem solchen Fall zu handeln ist. 5.4 Vertragsbesonderheiten Wie bereits beschrieben, wird das Kraftwerk für eine festgelegte Leistungskapazität, die dem Käufer zur Verfügung gestellt wird, gemäß den Bedingungen des vereinbarten Stromliefer-Abkommens entschädigt. Wenn der Käufer den Strom dann wirklich braucht, können noch kleine Anpassungen im Preis vorgenommen werden. Aber grundsätzlich ist der Preise im Abkommen festgelegt und muss bezahlt werden, unabhängig davon, ob der Strom bezogen wird oder nicht. Dies entspricht quasi einem „take or pay“ Vertrag. Steht die garantierte Produktionskapazität wegen eines Schadenfalls ganz oder teilweise nicht zur Verfügung, kann der Käufer aus dem Vertrag aussteigen und den Strom bei einem anderen Produzenten beziehen. Je nach Marktsituation kann es für einen Stromproduzenten finanziell attraktiv sein, einen Schadenfall zu nutzen, um aus einem ungünstigen Vertrag auszusteigen. In einem solchen Fall würde der Versicherte ohne Zweifel behaupten, dass der gesamte Verlust auf Grund des versicherten Ereignisses entstanden ist, was nicht -30- unbedingt der Fall sein muss. Der Versicherte ist verpflichtet, den Schaden zu mindern, indem er die verbleibende Produktionskapazität auf dem Markt verkauft. Im vorhin dargestellten Beispiel wird angenommen, dass die Preise massiv gesunken sind. Je nach dem, wie der Ertragsausfall gemäß dem Versicherungsvertrag berechet werden soll, kann der Versicherer behaupten, dass der Ertrag, der auf Grund des Stromlieferabkommens hätte erzeugt werden können, ein Zufallsgewinn darstellt und der effektive Verlust mit Hilfe der realen Marktpreise festgelegt werden muss. Eine solche Argumentation durchzusetzen kann jedoch schwierig sein. Auf der Kostenseite muss berücksichtig werden, dass Kraftwerke oft ihren Brennstoffbezug ebenfalls zu „take or pay“ Bedingungen zu einem vertraglich festlegen Preis unabhängig von der tatsächlichen Abnahme beziehen. Gelingt es nicht, diesen Brennstoff weiter zu verkaufen, können die Kosten für den eingesparten Brennstoff bei der Schadenfestlegung nicht abgezogen werden. 5.5 Emissionshandel mit CO2 Ziel des CO2-Emissionshandels ist es, einen Anreiz für eine Reduktion des CO2Ausstosses zu schaffen, auch bei Kraftwerken. Regierungen, die einen solchen Emissionshandel betreiben (z.B. Emissionshandelssystem der EU), vergeben Emissionsrechte an die Kraftwerke. Jedes Emissionsrecht berechtigt den Bezüger zum Ausstoss einer bestimmten Menge an CO2, meist eine Tonne. Wird weniger CO2 emittiert als Emissionsrechte bezogen wurden, können die nicht benötigten Rechte an andere Marktteilnehmer, die mehr emittieren, weiter verkauft werden. Die erste europäische Ausgabe von Emissionsrechten hatte kaum eine Wirkung, da verglichen mit dem effektiven CO2-Ausstoss zu viele Emissionsrechte vergeben wurden. Das Bezugsschema wurde 2007 angepasst und die Zuweisungen wurden reduziert. Bei einem Betriebsunterbruch in einem Kraftwerk müssen die Emissionsrechte des Versicherten mit berücksichtigt werden. • Emittiert das Kraftwerk mehr CO2 als es Emissionsrechte bezogen hat, führt der Unterbruch zu Kosteneinsparungen, da weniger zusätzlichen Emissionsrechte gekauft werden müssen. • War jedoch die emittierte Menge an CO2 bereits tiefer als die bezogene Menge, ermöglicht ihn der Ausfall der Produktion zum Verkauf von noch mehr Emissionsrechten. Auch wenn der Versicherer den Versicherten nicht dazu zwingen kann, die nicht genutzten Emissionsrechte zu verkaufen (diese können -31- auf das neue Jahr übertragen werden) ist es doch übliche diesen Ertrag in der Schadenberechnung als schadenmindernd zu betrachten. • Zwischen diesen beiden Extremszenarien gibt es noch ein mittleres Szenario. In gewissen Fällen kann ein Kraftwerk auch bei einem Schaden eine reduzierte Menge an Strom produzieren. Die Effizienz kann in diesem Fall jedoch abnehmen, und die ausgestossene Menge an CO2 pro erzeugte Energiemenge ist grösser als bei vollem Betrieb. In diesem Fall kann der Versicherte anführen, dass er im Verhältnis mehr Emissionsrechte benötige, und eine Entschädigung für die erhöheren Produktionskosten beanspruchen. 5.6 Lieferfrist für Ersatzteile Die aktuelle Marktsituation führt teilweise zu langen Lieferfristen für Ersatzteile. Der weltweite Ausbau der Stromproduktionskapazitäten und die Tatsache, dass Kupferwindungen in allen Generatoren und Transformatoren vorkommen, führen zu einem enormen Bedarf an Kupfer. Diese langen Lieferfristen verursachen längere Unterbrechungen, und dies kann bei der Schadenregulierung im liberalisierten Markt zu Komplikationen führen, wie oben bereits erwähnt. 6. Fallstudie Das Beispiel basiert auf einem aktuellen Betriebsunterbrechungs-Schadenfall, der sich im Frühling 2006 in Grossbritannien ereignet hat. Folgendes geschah: 1. Der Schaden betraf ein kleines bis mittelgrosse Gas-Dampf-Kombikraftwerk, welches direkt mit Gas von der Nordsee versorgt wird. Zum Zeitpunkt des Schadeneintritts war es kurz vor der Fertigstellung. 2. Während der Inbetriebnahme zerbarsten Kondensatorenleitungen und Salzwasser drang ein. Die Reparatur umfasste das Neuverlegen der Leitungen in den Kondensatoren und die chemische Reinigung der Anlage. Es entstand eine Verzögerung von vier Monaten. 3. Das vorgesehene Datum für die Inbetriebnahme, den Start des Stromhandels und die Dauer des Betriebsunterbruchs waren unbestritten. Es war eine 15tägige Karenzfrist vereinbart worden. Die Reparaturkosten betrugen ca. £1.5 Mio., und für den Betriebsunterbruch wurden Forderungen von etwa £10 Mio. gestellt. 4. Die betroffene Anlage war ein Spekulationsobjekt, mit dem Ziel vom neu deregulierten Strommarkt in Grossbritannien zu profitieren. Die Anlage war ohne -32- Fremdkapital erstellt worden, und vollständig im Besitz einer grossen Öl- und Gasgesellschaft mit gewichtigen Interessen in der Nordsee. 5. Wie das Wort "Handel" andeutet, wurde das Kraftwerk erstellt um am Handel im Strommarkt teilzunehmen. Um ihr Marktverhalten zu optimieren, haben die Betreiber ein ausgeklügeltes Model entwickelt, welches vorsah, die Produktion jeweils anzuhalten, wenn die Stromproduktion nicht genügend rentabel ist. 6. Lange bevor die Anlage fertig war, wurde die erwartete Produktion am Spotmarkt verkauft. Um diesen Handel vorzunehmen, wurde Salomon Bros. beigezogen. Diese Art von Handel entspricht eher einem Finanzgeschäft als einem traditionellen Kraftwerksgeschäft. Dass der Strom zum rechten Zeitpunkt tatsächlich geliefert werden könnte, war die Voraussetzung für die Gewinnerzielung bei diesem Termingeschäft. 7. Die Produktionskapazität wurde in Halbstundenkontrakten bis zu sechs Monate im Voraus verkauft. Umso näher der Zeitpunkt rückte an dem der Strom geliefert werden sollte, nahm die "Körnung" zu. Diesen Ausdruck verwenden die Händler und meinen damit, je näher der Handelsschluss kommt, umso genauer ist die Vorstellung, welcher Preis erzielt werden kann. Die Verpflichtung, den zu produzierenden Strom tatsächlich bereitzustellen, bleibt nur bestehen, wenn die Händler zum Zeitpunkt des Handelsschlusses die vertraglichen Verpflichtungen noch aufrecht erhalten. Das heißt, der Händler kann noch kurz vor Handelsschluss prüfen, ob es besser ist, den Strom bei einem anderen Kraftwerk zu tieferen Preisen zu beschaffen. Bietet jedoch die Handelsspanne nicht genügend Gewinn, würde das Kraftwerk seine Liefer-Verpflichtungen erfüllen, ohne dass dabei ein Verlust entsteht. Wie bereits erklärt, kann bei der tatsächlichen Stromerzeugung zum Zeitpunkt hoher Preise eine Preisanpassung die zu zusätzlichen Einnahmen führen. Dieses Handelsmodell versprach also hohe Erträge, da bei gegebener Fähigkeit Strom bei Bedarf tatsächlich liefern zu können, sicherte die Einnahmen auch dann, wenn der zuvor ausgehandelte Terminvertrag nicht zum Zuge kam, denn. wird Angebot vom Händler nicht wahrgenommen, ist das Kraftwerk frei, den Strom auf dem Markt zu guten Preisen zu verkaufen, falls noch zusätzliche Kapazität verlangt wird. 8. Zum Zeitpunkt des Schadens war für die Dauer des Betriebsunterbruchs bereits die gesamte Produktion verkauft. Die wenigsten dieser verkauften Lieferungen waren zum fälligen Zeitpunkt noch ungekündigt, so dass die Verpflichtung zur -33- 9. Das Schadenereignis nötigte die Händler zur Kündigung der Verträge, unabhängig von den Preisentwicklungen auf dem Markt. Zudem wurde ihre Verhandlungsposition angesichts des Kraftwerksausfalls deutlich geschwächt. Es waren diese Handelsverluste, welche zu den Schadenforderungen führten und weniger der effektive Ausfall der Einnahmen aus der Produktion. 10. Der daraus entstandene Schaden war schwierig zu regulieren. Es stellte sich die Frage, was die Erträge ohne das Schadenereignis gewesen wären? Es war ein äusserst schwieriges Unterfangen den Handel mit Halbstundenkontrakten nachzuvollziehen, um eine Vergleichsbasis für das was, wirklich war, und dem, was ohne Schaden gewesen wäre, herzustellen. Es waren wegen der starken Schwankungen im europäischen und britischen Markt keine eindeutigen Markttrends zu erkennen. 11. Bei der Schadenregulierung mussten weitere Überlegungen mit berücksichtigt werden: • Der Betriebsunterbruch ereignete sich in der Zeit zwischen Frühling und Sommer, einer Periode mit generell tiefen Strompreisen und nur einzelnen Bedarfsspitzen mit höheren Preisen. Während der Dauer des Stillstands gab es eine etwas längere Periode höheren Strombedarfs. Es herrschte an einigen Wochen in Europa ungewöhnlich heißes Wetter. In dieser Zeit war der Strombedarf wegen der laufenden Klimaanlagen deutlich höher als üblich. • Die Gaspreise waren in dieser Zeit relativ hoch, wie auch der Preis für die Stundenkontrakte für Strom. Der Versicherte war somit in der Lage, das nicht verwendete Gas zu einem guten Preis zu verkaufen und so seinen Verlust zu schmälern. • Bei der Abschätzung des erwarteten Absatzes an Strom, muss die geografische Lage des Kraftwerks mit berücksichtigt werden. In Grossbritannien ist der Bedarf an Strom im Süden höher, hingegen überwiegt die Stromerzeugung im Norden. Die vom Schaden betroffene Anlage war an einer guten Lage um sowohl vom hohen Bedarf im Süden zu profitieren, als auch um Strom nach Europa zu liefern. Um die Marktsituation zu beurteilen muss somit eine grosse Region berücksichtigt werden. -34- • Einsparungen bei den Emissionsrechten mussten bei der Schadenbeurteilung mit berücksichtig werden. • Es gab Unklarheiten bezüglich der Verfügbarkeit der Anlage. Das Handelsmodel ging von einer Zeit-Verfügbarkeit von 87.5% aus. Da der Ausfall vor dem Testbetrieb eingetreten ist, fehlten jegliche Erfahrungswerte. Experten erwarteten eher eine Verfügbarkeit von 60%. • Es wurden auch Überlegungen angestellt, ob die Handelsverluste geringer waren als die Vertragsstrafen, die zu zahlen gewesen wären, wenn der Betreiber nur seinen Lieferverpflichtungen nicht nachgekommen wäre. Es konnte jedenfalls gezeigt werden, dass die Strafen höher gewesen wären, so dass die Kündigung die Terminverträge auch unter Berücksichtigung der Handelsverluste die Wirkung einer Schadensminderung hatte. 12. Schlussendlich konnte ausgehend von einem potentiell viel größeren Schaden, dank sehr professionellen Verhandelns, sowohl hinsichtlich der Terminverträge für zukünftige Stromproduktion als auch des Gaslieferung, eine deutliche Schadenminderung erzielt werden. 13. Nichtsdestotrotz war es ein sehr aufwändiges und kompliziertes Schadenregulierungsverfahren, das auch ganz anders hätte enden können, wäre es nicht möglich gewesen, auch das ausgeklügelte Handelsmodell von Salomon Bros. zu benutzen. Es war für den Versicherer wegern der Komplexität schwierig, die Aussagen der Händler zu beurteilen oder ihnen zu widersprechen. Schlussendlich wurde der Fall am Verhandlungstisch gelöst. Insgesamt lagen die Kosten der Bearbeitung und Regelung dieses Schadenfalls für die Versicherer vielleicht beim Doppelten dessen, was sie bei einem ähnlicher Schadenfall in einem konventionellen Kraftwerkunternehmen gewesen wären. -35- 7. Danksagungen Die Arbeitsgruppe bedankt sich für die Unterstützung bei der Erarbeitung dieses Beitrags bei folgenden Personen: • Hugh Sparks of the Loss Adjusters, Integra Technical Services Limited, Wakefield House, 41 Trinity Square, London, EC3N 4DJ, der seine Erfahrung in der Schadenbearbeitung beisteuerte. • Lee Swain of the Forensic Accountants Matson Driscoll & Damico, 9-13 Fenchurch Buildings, London EC3M 5HR, der aus Sicht des Finanzfachmanns Details der Schadenregulierung und einen Teil der Abbildungen beisteuerte. • Nick Coffey of the Claims Consultants Indecs, 52-54 Gracechurch Street, London EC3V 0EH, der Details zur Fallstudie beitrug. -36-
