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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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STUDIENBEISPIELE Durch

STUDIENBEISPIELE Durch die Ableitung mathematischer Modelle wird in einem nächsten Schritt die historische nichtfundamentale Komponente des Marktpreises in die Zukunft für die ausgewählten Jahre des Betrachtungszeitraums fortgeschrieben. Dabei wird die nichtfundamentale Preiskomponente mit Hilfe eines Szenarienbaums modelliert, wobei die Erstellung des Szenarienbaums mit einem am IAEW entwickelten Verfahren erfolgt [14]. 2.3 Vermarktung der Ausbauoptionen Zur Bewertung der Vermarktung der Ausbauoptionen am Spotmarkt wird auf ein praxisbewährtes Optimierungsverfahren zur Kraftwerkseinsatzoptimierung zurückgegriffen [15]. Die Zielfunktion des Gesamtproblems kann dabei als Maximierung des am Markt erwirtschafteten Deckungsbeitrages formuliert werden. Das Gesamtverfahren liefert als Ergebnis der Optimierung neben dem erwirtschafteten Deckungsbeitrag die Erzeugung und den Bewirtschaftungsfahrplan der hydraulischen Kraftwerke sowie Handelsempfehlungen für den Spotmarkt. 3 Ergebnisse Auf Basis der verschiedenen Entwicklungsszenarien der zukünftigen Marktpreise für die ausgewählten Jahre des Betrachtungszeitraums wird die Vermarktung der zu bewertenden Ausbauoptionen simuliert. Als Ergebnisgröße wird in den Untersuchungen der erwirtschaftete Deckungsbeitrag, der sich aus der Differenz von Erlösen und variablen Kosten ergibt, herangezogen. Aufbauend auf diesen Ergebnissen wird eine vergleichende Bewertung aller Untersuchungen durchgeführt. Hierzu wird eine vergleichende Grafik (Bild 4) generiert, deren prinzipieller Aufbau im Folgenden exemplarisch anhand einer Ausbauoption für ein exemplarisches Jahr erläutert wird. Zunächst werden die im jeweiligen Jahr erwirtschafteten Deckungsbeiträge für das EW-Szenario sowie für alle Szenarienrechnungen aufgetragen. Daraus lassen sich, ausgehend vom EW-Szenario, die minimal sowie maximal zu erwartenden Erlöse im rechten Bildteil ableiten. Somit kann für jede Ausbauoption und jedes Jahr ein Bereich des zu erwirtschaftenden Deckungsbeitrages von Minimal- bis Maximalszenario über alle Untersuchungen quantifiziert und als Konzentrat abgebildet werden. Auf Basis der erläuterten Darstellung zeigt Bild 5 die konzentrierten Ergebnisse zu den Deckungsbeiträgen aller Untersuchungen exemplarisch für zwei Ausbauoptionen A und B über die betrachteten Jahre. Die Ergebnisse verdeutlichen, dass in beiden Optionen der Deckungsbeitrag kontinuierlich ansteigt, was in dem generell zu erwartenden Anstieg der Grenzkosten und somit auch der Marktpreise im Betrachtungszeitraum begründet ist. Deckungsbeitrag [ ] Mio. EUR a ... EW-Szenario Szenarien Bild 4: Ergebnisdarstellung Maximalszenario EW-Szenario Minimalszenario Ursache für den Anstieg der Grenzkosten sind im Wesentlichen der erwartete Anstieg der Primärenergiekosten sowie der Zubau von WEA-Leistung in Europa und der damit einhergehende Mehrbedarf an Reserveleistung. Überdies wird deutlich, dass die Bandbreite im Deckungsbeitrag über alle Untersuchungen langfristig über den Betrachtungszeitraum anwächst. Dies ist in der mit wachsendem Zeithorizont zunehmenden Prognoseunsicherheit bzgl. der relevanten Einflussgrößen auf die Erlössituation der Ausbauoptionen begründet. Deckungsbeitrag [ ] Mio. EUR a Zeit Option A B Bild 5: Gesamtdarstellung der Erlösentwicklung Auf Basis dieser Ergebnisse kann die Rentabilität von Investitionen für verschiedene Ausbauoptionen in einem weiteren Schritt über die Relation zwischen der generierten Bandbreite des Erlöspotenzials und den entsprechenden Investitionsaufwendungen abgeschätzt werden. Darüber hinaus können die relevanten Einflussgrößen auf die Erlössituation identifiziert werden. 112 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

4 Zusammenfassung Als Entscheidungshilfe für eventuelle Investitionen werden in der vorliegenden Studie verschiedene Kraftwerksausbauoptionen durch Simulation der Vermarktung am zukünftigen Strommarkt bewertet. Da Marktpreise aus fundamentaler sowie nichtfundamentaler Preiskomponente bestehen, wird zunächst die fundamentale Komponente durch Marktsimulationen für den betrachteten Zeitraum bestimmt. Um die unsicheren Entwicklungen der europäischen Energiewirtschaft abzubilden, werden die wesentlichen Einflussgrößen auf das Erlöspotenzial identifiziert und anschließend auf Basis einer Vielzahl an Prognosestudien quantifiziert. Aufbauend auf den Analysen dieser Einflussgrößen werden Szenarien definiert, die konkrete Realisationen der Einflussgrößen beinhalten und somit den Entwicklungsraum über die Zeit erfassen. Auf Basis der fundamentalen Preiskomponente und der historischen Marktpreise des zugehörigen Zeitraums wird ex post die nichtfundamentale Preiskomponente ermittelt und mittels einer mathematischen Analyse für den Betrachtungszeitraum fortgeschrieben. Die Synthese dieser beiden Komponenten ergibt die zukünftigen Strommarktpreise, mit denen die Vermarktung verschiedener Kraftwerksausbauoptionen simuliert wird. Die kumulierte Betrachtung aller Szenarienrechnungen gibt Aufschluss über das Investitionsrisiko. Die Ergebnisse zeigen, dass unter Berücksichtigung der Entwicklungen der relevanten Einflussgrößen auf die Erlössituation, wie bspw. des zu erwartenden Anstiegs der Primärenergiepreise sowie des weiterhin anhaltenden WEA-Ausbaus, für die verschiedenen Ausbauoptionen – ohne Betrachtung der Investitionskosten – eine nachhaltige Erlössituation zu erwarten ist. Auf Basis der Ergebnisse kann die Rentabilität verschiedener Ausbauoptionen anhand eines Vergleichs von zu erwartendem Erlöspotenzial und den entsprechenden Investitionskosten bestimmt und somit Entscheidungen über einen eventuellen Kraftwerksausbau getätigt werden. 5 Literatur [1] Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen 34 BimSchV, 2003 [2] Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. Oktober 2000 zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen der Gemeinschaft im Bereich Wasserpolitik STUDIENBEISPIELE [3] Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität BGBI I 2002 Nr. 26 vom 26.04.2002 [4] E-Control GmbH http://www.e-control.at [Stand 20.10.2006] [5] Bundesamt für Energie (BFE) Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2005 http://www.energie-schweiz.ch [Stand 20.10.2006] [6] Verband der Netzbetreiber VDN e. V. beim VDEW Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland 2002 [7] Gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité http://www.rte-france.com [Stand 20.10.2006] [8] ENEL http://www.enel.it [Stand 20.10.2006] [9] Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale http://www.grtn.it [Stand 12.05.2004] [10] Union of the Electricity Industry (eurelectric) Statistics and prospects for the European electricity sector (1980-1990, 2000-2020) (EURPROG) 2004 [11] The European Wind Energy Association (EWEA) Wind Power Targets for Europe: 75,000 MW by 2010 2003 [12] Dany, G. Kraftwerksreserve in elektrischen Verbundsystemen mit hohem Windanteil Dissertation RWTH Aachen 2000 [13] Neus, H. Integrierte Planung von Brennstoffbeschaffung und Energieeinsatz zur Stromerzeugung Dissertation RWTH Aachen 2003 [14] Schmöller, H. K. Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen Stromerzeugungs- und Handelsplanung Dissertation RWTH Aachen 2005 [15] Hartmann, T.; Blaesig, B.; Hinüber, G.; Haubrich, H.-J. Stochastic Optimization in Generation and Trading Planning In: Operations Research Proceedings 2006, Selected Papers of the Annual International Conference of the German Operations Research Society (GOR) IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 113

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