Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University
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und Ausgleichsenergiemarktpreise und der Lastcharakteristik.<br />
Die einzelnen Preiskomponenten Basispreis, Strukturierungs-<br />
und Risikozuschlag (siehe 2.1) sind in Bild 6<br />
aufgeschlüsselt. Dabei errechnet sich der Strukturierungszuschlag<br />
als Differenz des vom Verfahren ermittelten<br />
Erwartungswerts der Beschaffungskosten und<br />
des Basispreises, der durch die Beschaffung am<br />
Terminmarkt bestimmt wird. Der Erwartungswert der<br />
Beschaffungskosten spiegelt somit die Summe der<br />
Handelsmengen am Termin-, Spot- und Ausgleichsmarkt<br />
ohne Betrachtung von Risiken wider.<br />
Verteilungs- Zwangsmenge 50 %<br />
dichte<br />
Zwangsmenge 0 %<br />
Zwangsmenge 100 %<br />
schlechteste Szenarien<br />
Kosten<br />
Bild 5: Verteilungsdichtefunktion der Beschaffungskosten<br />
für unterschiedliche Zwangsmengen<br />
Das Risiko ergibt sich zum einen aus der Abweichung<br />
der tatsächlichen Kundenlast vom prognostizierten<br />
Lastprofil und zum anderen durch Preisrisiken, die durch<br />
einen Risikozuschlag erfasst werden. Durch die Simulation<br />
einer Vielzahl an Last- und Preisszenarien kann mit<br />
Hilfe des entwickelten Verfahrens der Risikozuschlag<br />
bestimmt werden.<br />
Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass neben<br />
einer Bestimmung der Beschaffungskosten eine<br />
Quantifizierung des Risikos bzw. der Chance bei<br />
stochastischer Betrachtung von Last und Preisen<br />
möglich ist.<br />
Spezifische<br />
Kosten<br />
worst-case<br />
most-likely<br />
case<br />
best-case<br />
Risikozuschlag<br />
Strukturierungszuschlag<br />
Basispreis<br />
Bild 6: Quantifizierung von Strukturierungs- und<br />
Risikozuschlag<br />
5 Zusammenfassung und Ausblick<br />
STUDIENBEISPIELE<br />
Im liberalisierten Strommarkt erfordert eine faire<br />
Angebotserstellung für Großkunden eine individuelle<br />
Ermittlung der Beschaffungskosten. Dabei ist der<br />
Basispreis zuzüglich von Strukturierungs- und Risikozuschlägen<br />
zu Grunde zu legen.<br />
Am Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft<br />
wurde deshalb in Zusammenarbeit mit KELAG<br />
ein Verfahren entwickelt, das eine stochastische<br />
Preiskalkulation für Stromkunden ermöglicht und<br />
Handelsentscheidungen an den Märkten für elektrische<br />
Energie durch Verwendung unterschiedlicher Strategien<br />
ermittelt. Durch Berücksichtigung einer Vielzahl an<br />
Last- und Preisszenarien ist eine Quantifizierung der<br />
Beschaffungskosten unter Risikogesichtspunkten<br />
möglich.<br />
Eine mögliche Anwendung des Verfahrens ist die<br />
Untersuchung von Portfolioeffekten durch die Nutzung<br />
von Synergien bei einer Strombeschaffung für die<br />
Gesamtheit von unterschiedlich strukturierten Kundenprofilen<br />
[2].<br />
6 Literatur<br />
[1] Hartmann, T.; Blaesig, B.; Padberg, U.; Egger, H.;<br />
Schwaninger, T.<br />
Vertriebsportfoliomanagment<br />
<strong>Jahresbericht</strong> 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg<br />
Verlag, <strong>Aachen</strong> 2006<br />
[2] Schwaninger, T.<br />
Zur Berücksichtigung des Portfolioeffektes bei der<br />
Preisgestaltung für Großkunden in der Elektrizitätswirtschaft<br />
Dissertation TU Graz 2006<br />
[3] Blaesig, B.<br />
Methoden des Risikomanagements in der Stromerzeugungs-<br />
und Handelsplanung<br />
Dissertation <strong>RWTH</strong> <strong>Aachen</strong> <strong>2007</strong><br />
IAEW – <strong>FGE</strong> – JAHRESBERICHT <strong>2007</strong> 107