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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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DISSERTATIONEN CVaR 10

DISSERTATIONEN CVaR 10 -800 Mio. € -900 -950 -1 000 2. Stufe 1. Stufe -1 050 -1 100 3. Stufe steigende Risikoaversion 1 070 1 080 1 090 1 100 Mio. € 1 120 nachgeschaltetes Risikomanagement integriertes Risikomanagement Bild 5: Portfoliokurven für das System D Deckungsbeitrag Auch für das thermische System lässt sich ein konvexer Verlauf der Portfoliofunktionen erkennen. Damit ist für eine Risikoreduktion z. B. auf -1 000 Mio. Euro nur eine verhältnismäßig geringe Deckungsbeitragseinbuße von 5 Mio. Euro in Kauf zu nehmen. Höhere Reduktionen des Risikos können nur unter Inkaufnahme eines deutlich geringeren Deckungsbeitrages erzielt werden. Durch die dritte Stufe des Risikomanagements ergeben sich im Vergleich zur zweiten Stufe zusätzliche Risikosenkungspotenziale, so dass bei einer Deckungsbeitragseinbuße von weniger als 2 % der CVaR um etwa 20 % verringert werden kann. Dies lässt sich dadurch erklären, dass die in der zweiten Stufe bestehende Unsicherheit der Primärenergiepreise in der dritten Stufe durch Primärenergiederivate abgesichert werden kann. Beim Vergleich der integrierten Risikomanagementmethode mit dem nachgeschalteten Ansatz zeigt sich auch beim thermischen System ein Vorteil des integrierten Ansatzes. Dieser besteht in der Anpassungsmöglichkeit der Einsatzentscheidungen der Kraftwerke an risikoär- mere Handelsaktivitäten, die beim nachgeschalteten Risikomanagement nicht mehr möglich ist. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass mit verschiedenen Methoden eine Risikosteuerung in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung durchgeführt werden kann, um je nach Risikobereitschaft des Unternehmens die optimale Entscheidung hinsichtlich Risiko und erwartetem Deckungsbeitrag zu treffen. Das integrierte Risikomanagement bietet zusätzliche wirtschaftliche Vorteile gegenüber einem nachgeschalteten Ansatz. 5 Literatur [1] Internetseite der European Energy Exchange http://www.eex.de Ergebnisse Spotmarkt 2006 Stand 15.02.2007 [2] Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich Deutscher Bundestag, 1998, Artikel 2 [3] Blaesig, B.; Haubrich, H.-J. Methods of Risk Management in the Generation and Trading Planning IEEE St. Petersburg PowerTech 2005 [4] Blaesig, B. Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 113, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007 [5] Schmöller, H. K. Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen Stromerzeugungs- und Handelsplanung Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 103, Klinkenberg Verlag, Aachen 2005 22 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

DISSERTATIONEN Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten Strommarkt Valuation of Generating Assets and Contracts in Deregulated Electricity Markets Dr.-Ing. Thomas Hartmann thomas.hartmann@iaew.rwth-aachen.de Stromerzeugungsunternehmen müssen ihre Wettbewerbsfähigkeit unter derzeitigen und zukünftig zu erwartenden Randbedingungen sicherstellen. Für bestehende Kraftwerke und Strombezugsverträge muss die Einsatz- und Vermarktungsstrategie optimiert werden, langfristig ist die strategische Ausrichtung des Erzeugungsportfolios festzulegen. Im Rahmen dieser Dissertation wurde ein Verfahren zur Ermittlung des potenziellen, d. h. den auf Planungsdaten basierten Wertes von thermischen und hydraulischen Kraftwerken sowie Strombezugsverträgen unter Berücksichtigung verschiedener Vermarktungsalternativen sowie eines evtl. bereits bestehenden Kraftwerksparks entwickelt. Due to the deregulation of the energy sector, energy supply companies are exposed to structural changes. In this competitive environment, power generating companies have to make operational and strategic decisions with respect to the development of energy markets. Having regard to the age distribution of the power plants in Germany, a high replacement demand emerges. Furthermore, political decisions, e.g. the abandoning of nuclear energy or the strong subsidy of renewable energy, influence investment decisions in new capacity. In order to secure sustainable competitiveness, generating companies have to cope with the new conditions. For existing power plants, the marketing strategy has to be verified. Besides whole-sale markets for electrical energy, arising markets for ancillary services become more relevant. Moreover, the future generating portfolio has to be decided. Hence, the objective of this work is the development of a method to valuate thermal and hydraulic power plants as well as energy supply contracts. Markets for electrical energy and ancillary services as well as interactions and synergies of an existing pool of power plants have to be included in the valuation. The valuation period for new investments has to cover the entire period of expected useful life, whereas the comparison to plants to be replaced has to consider only remaining future payments that can be influenced. For existing plants, a shorter period could be of interest in order to valuate the potential of an optimized marketing and operation strategy. In order to earn revenues, generating companies have the opportunity to participate in whole-sale markets for electrical energy. Furthermore, new markets for ancillary services arise due to the legal unbundling of the business divisions transport/distribution and generation. Especially markets for reserve are a relevant alternative to whole-sale markets for electrical energy. However, the participation in reserve markets is subject to organisational and technical restrictions, such as a separated compensation for reserve capacity and energy as well as minimum quantities of supply, ramp-rates, time and energy availability. In addition to market restrictions, technical constraints for the operation of thermal and hydraulic power plants affect the in- and outpayments. Besides, planning uncertainties for prices and quantities have influence on the value of a power plant. Contracts are mostly related to real power plants regarding the payment structure and restrictions. For the quantification of the operation-related payments during a period of one year, a stochastic optimization method for generation and trading planning (GTP) is applied. In order to cover a valuation period of several years, the GTP is applied successively. Since the method for GTP is implemented by using different algorithms, shorter calculation times can be achieved by a reduction of the modelling accuracy for technical and organisational restrictions. Exemplary results demonstrate that a simplification of the modelling accuracy may lead to a false estimation of the plant value, especially for steam-turbine plants that are at the money. The potential for an optimized marketing strategy for electrical energy and reserve quantified by means of GTP may be significant but is dependent on the type of plant and the markets under consideration. Especially thermal plants that are limited in their operational flexibility have only minor advantages by participating in reserve markets. Considering a pool of power plants, it can be demonstrated that e.g. a flexible pump-storage plant in combination with a coalfired thermal plant has operational advantages for the marketing of reserve. The disposition of reserve power and reserve energy leads to operation cost and marketing advantages compared to a stand-alone operation. IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 23

Trend-Report - (ISF) der RWTH Aachen - RWTH Aachen University
2. Zirkular - LEK RWTH-Aachen - RWTH Aachen University
Neuroästhetik - AKWG 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
Wahlzeitung 2011 - Studierendenschaft der RWTH Aachen
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Solare Neutrinos - Server der Fachgruppe Physik der RWTH Aachen
RWTH-Themen 2009/2 - Aachener Verfahrenstechnik
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Sonderdruck - Institut für Textiltechnik - RWTH Aachen