Aufrufe
vor 5 Jahren

Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

STUDIENBEISPIELE

STUDIENBEISPIELE stellung des Kunden das entscheidende Differenzierungskriterium ist. Diese Preisvorstellungen ergeben sich aus Angeboten konkurrierender Stromversorger und den Kosten, die sich aus der Versorgung des Kunden ergeben. Die Preisgestaltung muss sich daher an den tatsächlichen Beschaffungskosten zur Versorgung des Kunden orientieren. Bei der Preiskalkulation lassen sich dabei drei Preiskomponenten identifizieren: • Basispreis • Strukturierungszuschlag • Risikozuschlag Der Basispreis ergibt sich durch die Kosten von Standardprodukten im Monats- bis Jahresbereich, wie z. B. an der European Energy Exchange (EEX). Dabei werden die Standardprodukte unverzüglich nach Auftragserteilung (back-to-back-Beschaffung) zu bekannten Preisen in der Menge gehandelt, die dem prognostizierten Lastverlauf des Kunden weitestgehend entspricht. Dabei ist die minimale Lieferrate von 1 MW zu beachten. Bei dieser Beschaffung existiert keine Preisunsicherheit, so dass sich als Basispreis lediglich die Kosten der Börsenprodukte am Terminmarkt ergeben. Eine exakte Deckung des prognostizierten Lastbedarfs des Kunden ist jedoch allein durch den Handel von Terminprodukten nicht möglich, was bei der Verwendung eines stündlichen oder viertelstündlichen Zeitrasters deutlich wird. Je nach der Strukturierung der prognostizierten Last können z. B. Schwankungen im Stundenbereich nicht durch Beschaffung am Terminmarkt ausgeglichen werden. Ebenso ist die Beschaffung von Energiemengen von weniger als 1 MW am Terminmarkt nicht möglich. Diese stündlichen Lastschwankungen müssen am Spotmarkt ausgeglichen werden. Viertelstündliche Schwankungen des prognostizierten Lastverlaufs werden ex-post am Markt für Ausgleichsenergie glattgestellt und verrechnet. Als Berechnungsgrundlage wird der Erwartungswert der Kosten am Spot- und Ausgleichsenergiemarkt verwendet. Somit ergibt sich zusätzlich zum Basispreis ein Strukturierungszuschlag in Abhängigkeit des Lastprofils. Die Preiskalkulation der Kunden kann aus zwei Gründen nicht risikolos erfolgen. Einerseits sind die Preise für den Spot- und Ausgleichsenergiemarkt zum Zeitpunkt der Angebotserstellung für den Kunden nicht bekannt, was zu einem Preisrisiko führt. Andererseits stellt das Lastprofil des Kunden lediglich eine Prognose dar. Daher kann der tatsächliche Lastverlauf des Kunden Abweichungen von der Prognose aufweisen. Diese Abweichungen sind, da sie erst im Nachhinein bekannt sind, durch Ausgleichsenergie glattzustellen und werden somit ex-post verrechnet. Da diese Preise risikobehaftet sind, kann von den Kunden beispielsweise ein Risikozuschlag erhoben werden, dessen Höhe von der Genauigkeit seiner Prognose abhängig ist. So kann der Kunde z. B. eine Bandbreite wählen, innerhalb derer Abweichungen des tatsächlichen Lastverlaufs vom prognostizierten Lastverlaufs ohne Sanktionen zugelassen sind. Werden diese Toleranzen überschritten, muss der Kunde für die entstehenden Mehrkosten vollständig aufkommen. Je geringer die Bandbreite der Lastabweichung ist, auf die sich der Kunde eingrenzen lässt, desto geringer kann dieser Risikozuschlag ausfallen. Somit können mit dem zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses bekannten Basispreis der Terminmarktprodukte, dem durch die Strukturierung der Last bedingten Strukturierungszuschlag und dem Risikozuschlag, der aufgrund der Ungenauigkeit der Last- und Preisprognosen abhängig von der Prognosegüte zu beachten ist, die Beschaffungskosten quantifiziert werden. 2.2 Verwendete Methodik Das Verfahren zur Ermittlung der Beschaffungskosten basiert auf Markt- sowie Kundendaten. Die Abbildung der unsicheren Spot- und Ausgleichsenergiemarktpreise erfolgt durch eine Analyse der statistischen Eigenschaften von historischen Spot- und Ausgleichsenergiemarktdaten, so dass Preismodelle abgeleitet werden können. Damit werden eine Vielzahl von Preisszenarien generiert, die als Eingangsdaten für die nachfolgenden Verfahrensschritte dienen. Die Terminmarktpreise werden als sichere Planungsgröße betrachtet, da sie zum Zeitpunkt der Kostenermittlung bekannt sind. Zusätzlich sind Prognosen für die jeweiligen Lastprofile der zu versorgenden Kunden erforderlich. Diese Prognosen können sowohl auf synthetischen als auch auf historischen Lastprofilen basieren. Die strukturelle Charakteristik der Last und die Prognoseunsicherheit wird über eine Vielzahl von Lastszenarien abgebildet [1]. 3 Verfahren zum Vertriebsportfolio management Das Verfahrensprinzip zum stochastischen Vertriebsportfoliomanagement ist in Bild 1 dargestellt. Die Eingangsdaten des Verfahrens sind Preise und Lastszenarien für den Betrachtungszeitraum. Die zum Zeitpunkt der Angebotserstellung risikobehafteten 104 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Daten, d. h. Kundenlast, Spot- und Ausgleichsenergiemarktpreise, sind über eine Vielzahl von Szenarien abgebildet. Einzig die Terminmarktpreise sind ein sicheres Planungsdatum. Mit dieser stochastischen Betrachtungsweise ist es möglich, die Struktur des Lastprofils, die Prognosegüte der Kundenlast sowie die Preisunsicherheiten in die Kostenermittlung mit einzubeziehen. Szenarien Last Bildung EW-Szenario Terminmarkt Spotmarkt Bildung EW-Szenario Ermittlung der Terminmarktentscheidungen Simulation der Szenarien Bilanzierung und Ergebnisauswertung AE-Markt Preise Bild 1: Verfahren zum Vertriebsportfoliomanagement Die Handelsentscheidungen am Terminmarkt werden im ersten Verfahrensschritt in Bild 1 ermittelt. Die einzelnen Szenarien, die mögliche Realisationen der unsicheren Größen abbilden, werden zur Bildung der Handelsentscheidungen am Terminmarkt als Erwartungswert der Preisszenarien nicht herangezogen. Das Planungsszenario spiegelt die Erwartung der unsicheren Größen wider. Standardmäßig wird zu diesem Zweck ein Erwartungswertszenario aus allen Last- und Spotmarktpreisszenarien generiert. Alternativ zu einem Erwartungswertszenario kann das Planungsszenario auch nach anderen Kriterien definiert werden. Das Planungsszenario dient als Entscheidungsgrundlage für den Handel am Terminmarkt. Die Handelsentscheidungen können nach zwei unterschiedlichen Strategien getroffen werden, der Mengen- und der Kostenminimierung (Bild 2). Die Preise am Ausgleichsenergiemarkt gehen nicht mit in die Handelsentscheidungen am Terminmarkt ein, da der Ausgleichsenergiemarkt lediglich zum Ausgleich von Prognoseabweichungen bzw. Abweichungen viertelstündlicher Lastwerte von der stündlichen Handelsmenge genutzt wird. Die Strategie der Mengenminimierung stellt eine risikoaverse Vorgehensweise dar [2]. Das Lastprofil des Kunden wird mit einem minimalen Handelsvolumen am Spot- und Ausgleichsenergiemarkt am risikolosen Terminmarkt beschafft. Die verbleibende Menge wird am Spotmarkt gehandelt und am Ausgleichsenergiemarkt glattgestellt. Bei dieser Strategie müssen keine STUDIENBEISPIELE Marktpreise berücksichtigt werden, so dass keine kostenoptimale Beschaffung erfolgt. Die Strategie der Kostenminimierung versucht, eine möglichst kostenoptimale Beschaffung zu erzielen. Das Entscheidungskriterium sind hier die Termin- und die Spotmarktpreise. Der Ausgleichsenergiemarkt wird nicht zur Kostenminimierung herangezogen, sondern nach wie vor lediglich zum Ausgleich von Lastabweichungen genutzt. Je nach Terminmarktpreis und den Erwartungswerten der Spotmarktpreise kann sich eine Konstellation ergeben, für die in einem Zeitraum die Energie am Spotmarkt günstiger als am risikolosen Terminmarkt beschafft werden kann. In diesem Fall wird die elektrische Energie am risikobehafteten Spotmarkt beschafft. Um das Risiko des Portfolios zu steuern, wird als Steuergröße eine so genannte "Zwangsmenge" vorgegeben, die ein prozentuales minimales Volumen für den Handel am Terminmarkt vorgibt, falls der Spotmarkt ein günstigeres Preisniveau als der Terminmarkt aufweist. Diese Vorgabe führt zu einer Abweichung von der kostenoptimalen Lösung. Um das Verhältnis von Risiko zu Kosten zu quantifizieren, wird die Kostenminimierung bei Variation der Zwangsmenge mehrmals durchlaufen. Ergebnis sowohl der Mengen- als auch Kostenminimierung sind die Handelsentscheidungen am Terminmarkt. Terminmarkt (Preise nicht relevant) Ermittlung der Terminmarktentscheidungen Mengenminimierung Last EW-Szenario Spotmarkt EW-Szenario Terminmarkt (Preise relevant) Zwangshandel Terminmarkt Gefahr des vollständigen Spothandels Risikobegrenzung durch Zwangsmenge Kostenminimierung Terminmarktentscheidungen Bild 2: Strategien der Handelsentscheidungen Der zweite Verfahrensschritt in Bild 1 übernimmt die Terminmarktentscheidungen als Eingangsdatum. Für jede Kombination aus Spotmarktpreis- und Lastszenario wird eine Simulation durchgeführt, für die die Beschaffungskosten ermittelt werden. Zur Verrechnung der viertelstündlichen Ausgleichsmengen werden die Szenarien der Ausgleichsenergiemarktpreise herangezogen. Für jede Kombination werden die Kosten bilanziert und das Beschaffungsportfolio ermittelt. Aus der Gesamtheit der simulierten Szenarien kann eine Verteilungsfunktion der Beschaffungskosten bestimmt werden. Für die Kostenminimierung wird IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 105

Trend-Report - (ISF) der RWTH Aachen - RWTH Aachen University
Neuroästhetik - AKWG Aachen - RWTH Aachen University
2. Zirkular - LEK RWTH-Aachen - RWTH Aachen University
rührkessel - Aachener Verfahrenstechnik - RWTH Aachen University
aktuelle Ausgabe (PDF) - IMA,ZLW & IfU - RWTH Aachen University
Broschüre für Partner - CAMMP - RWTH Aachen University
Atmosphärische Neutrinos - Physikzentrum der RWTH Aachen
Wahlzeitung 2011 - Studierendenschaft der RWTH Aachen
Ratgeber Pflege (pdf: 1302 kb) - RWTH Aachen University
Sonderdruck - Institut für Textiltechnik - RWTH Aachen
RWTH-Themen 2009/2 - Aachener Verfahrenstechnik
Pflegen zu Hause (pdf: 3378 kb) - RWTH Aachen University
Wahlzeitung 2011 - Studierendenschaft der RWTH Aachen