Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

DISSERTATIONEN
des Deckungsbeitrags der α Prozent schlechtesten
Szenarien.
3 Methodisches Vorgehen und Verfahren
Im Rahmen dieser Arbeit wurden zwei Module zum
Risikomanagement entwickelt. Das erste Modul dient
als nachgeschaltetes Risikomanagement im Anschluss
an die Stromerzeugungs- und Handelsplanung (SEHP)
[4]. Durch diesen zweistufigen Ansatz soll gezeigt
werden, zu welchen Kosten das Risiko reduziert werden
kann. Dabei stehen lediglich Steuerungsinstrumente für
das Risikomanagement zur Verfügung, die die Entscheidungen
des Kraftwerkseinsatzes der Stromerzeugungs-
und Handelsplanung als Vorgabe übernehmen
und nicht revidieren können.
Das zweite Risikomanagement-Modul ist in die Stromerzeugungs-
und Handelsplanung integriert, so dass die
Entscheidungen der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
sowie der Risikoabsicherung in einem Schritt
getroffen werden [4]. Dadurch wird es möglich, Synergien
aus dieser gemeinsamen Optimierung zu nutzen,
so dass die Kosten einer Risikoreduktion gesenkt
werden. Außerdem ergeben sich neue Steuerungsinstrumente,
die z. B. durch eine Verschiebung eines
Kraftwerkseinsatzes oder durch Abschluss von Stromlieferverträgen
das Risiko beeinflussen.
Durch das vorgestellte methodische Vorgehen sollen
die Kosten einer Risikoreduktion durch die oben
gezeigten Ansätze untersucht werden. Dafür wurden in
dieser Arbeit Verfahren entwickelt, welche die technischen
und wirtschaftlichen Restriktionen in der Stromerzeugungs-
und Handelsplanung abbilden und das
Risiko sowohl in den Nebenbedingungen als auch in
der Zielfunktion berücksichtigen.
Das nachgeschaltete Risikomanagement muss ein
quadratisches Optimierungsproblem lösen, welches
durch eine Quadratische Programmierung gelöst wird.
Im integrierten Risikomanagement müssen zusätzlich
die technischen Eigenschaften der Kraftwerke abgebildet
werden, wodurch sich ein nicht-lineares Problem
mit Ganzzahligkeitsentscheidungen ergibt. Die Lösung
erfolgt durch einen Zerlegungsansatz im Systembereich,
so dass die systemkoppelnden Nebenbedingungen
für Fahrplanenergie, Reserve und Risiko koordiniert
werden müssen. Die Optimierungsprobleme der
einzelnen Systemkomponenten werden jeweils separat
mit den entsprechend besten Algorithmen gelöst [4].
Diesem iterativen Ansatz wird eine geschlossene
Lösung unter Übernahme der getroffenen Ganzzahligskeitsentscheidungen
nachgeschaltet, wodurch die
Einhaltung der systemkoppelnden Nebenbedingungen
garantiert werden kann.
4 Exemplarische Untersuchungen
Die entwickelten Risikomanagementmethoden werden
anhand zweier Modellsysteme bewertet. System A
repräsentiert ein für den alpinen Raum typisches
hydraulisches Erzeugungssystem und ist an den
österreichischen Kraftwerkspark angelehnt. Die
Erzeugungsleistung dieses Systems entspricht etwa
10 % der in Österreich in Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken
installierten Turbinen- und Pumpleistung.
Das Modellsystem D ist an den deutschen Kraftwerkspark
angelehnt und entspricht etwa 5 % der in
Deutschland in thermischen und hydraulischen Kraftwerken
installierten Leistung. Beide Erzeugungsmodelle
repräsentieren damit unterschiedliche mitteleuropäische
Unternehmen.
Die Brennstoffe der Kraftwerke werden über den
Brennstoffmarkt eingekauft, wobei für Steinkohle und
Erdgas von unsicheren Preisen ausgegangen wird. Die
Zuflüsse zu den Speicherbecken des hydraulischen
Systems weisen ebenfalls Unsicherheiten auf.
Der Handel am Markt wird in verschiedenen Stufen
untersucht. In einer ersten Stufe werden die Kraftwerke
gegen einen kurzfristigen Markt mit Unsicherheiten,
z. B. einen Spotmarkt oder eine Hourly Price Forward
Curve, vermarktet. In der zweiten Stufe werden zusätzlich
Future- und Optionsmarkt genutzt, um das Risiko zu
reduzieren. Die dritte Stufe erlaubt ausserdem den
Handel von handelsüblichen Brennstoff- und Wetterderivaten
zur Absicherung der Brennstoffpreis- und
Zuflussunsicherheit.
Die Unsicherheiten des Modells werden durch einen
Szenarienbaum abgebildet, der durch Zusammenfassen
von jeweils 1 000 multivariaten Szenarien sämtlicher
Unsicherheiten auf 50 Szenarien reduziert wurde [5].
Als Planungszeitraum wird das Kalenderjahr 2007
definiert.
Der jeweils effiziente Rand für das hydraulische
Modellsystem A wird mit Hilfe einer Vielzahl an
Einzelrechnungen abgetastet und in Bild 4 gezeigt. Für
die erste Stufe des integrierten Risikomanagements
ergibt sich für den risikoneutralen Anwender ein
Deckungsbeitrag von 109,6 Mio. Euro und ein CVaR 10
von -86,9 Mio. Euro, d. h. ein Deckungsbeitrag von 86,9
Mio. Euro in den schlechtesten Szenarien.
20 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007