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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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DISSERTATIONEN 1

DISSERTATIONEN 1 Einleitung Die Liberalisierung des Energiesektors auf europäischer wie nationaler Ebene hat zu einem grundlegenden Strukturwandel für alle Geschäftsbereiche der Energieversorgungsunternehmen geführt. Das politische Ziel, die früheren Versorgungsmonopole in ein Wettbewerbsumfeld zu überführen, zwingt die Stromerzeugungsunternehmen, ihre operativen sowie strategischen Entscheidungen stärker am Markt auszurichten. Aus dem hohen Alter der in Deutschland installierten Kraftwerke ergibt sich ein deutlicher Ersatzbedarf, dem die Stromerzeugungsunternehmen bereits durch zahlreiche Neubauprojekte begegnen. Zudem werden durch politische Entscheidungen, z. B. der Ausstieg aus der Kernenergienutzung sowie die forcierte Förderung von erneuerbaren Energiequellen, Impulse für die zukünftige Zusammensetzung des Erzeugungsparks gegeben, die in Investitionsentscheidungen einfließen. Die Märkte, die sich Stromerzeugungsunternehmen heutzutage für die Vermarktung ihrer Kraftwerke bieten, sind neben dem mittlerweile etablierten Handel von Fahrplanenergie neu entstandene Märkte für die Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber. Stromerzeugungsunternehmen müssen unter den derzeitigen sowie zukünftig zu erwartenden Rahmenbedingungen ihre Wettbewerbsfähigkeit sicherstellen. Dazu muss die Vermarktungsstrategie bestehender Kraftwerke auf zusätzliche Erlös- und Kostenvorteile hin überprüft und über die zukünftige strategische Ausrichtung des Erzeugungsportfolios entschieden werden, die Neubau und Stilllegung von Kraftwerksanlagen sowie den Abschluss von Verträgen umfasst. Um Fehleinschätzungen der Wirtschaftlichkeit insbesondere von kapitalintensiven Investitionen in neue Kraftwerksanlagen mit langjähriger Kapitalbindungsdauer zu vermeiden, sind geeignete Bewertungsverfahren notwendig. Das Ziel dieser Arbeit ist die Entwicklung eines Verfahrens zur Quantifizierung des potenziellen, d. h. planungsdatenbasierten Wertes von thermischen und hydraulischen Kraftwerken sowie Strombezugsverträgen unter Berücksichtigung verschiedener Vermarktungsalternativen sowie eines evtl. bereits vorhandenen Kraftwerkspools. 2 Analyse 2.1 Betrachtungszeitraum Für die Fragestellung der Investition in Kraftwerke liegt entweder ein Auswahlproblem alternativer Investitionsobjekte oder das Problem der Ersatzinvestition vor. Als Alternative zu einer Investitionsentscheidung für unterschiedliche Kraftwerkstypen besteht die Möglichkeit eines Bezuges am Strommarkt oder eines Vertragsabschlusses. Bei der Investitionsrechnung sind nur diejenigen Zahlungen zu berücksichtigen, die durch die betrachtete Entscheidung ausgelöst werden. Falls Investitionsalternativen neuer Erzeugungsanlagen betrachtet werden, sind z. B. über den Zeitraum der betriebsgewöhnlichen Nutzung alle Zahlungen inkl. der Anschaffungsauszahlung einzubeziehen. Bei Ersatzinvestitionsentscheidungen hingegen wurde die Anschaffungsauszahlung eines bestehenden Kraftwerks bereits geleistet und ist somit als sog. sunk costs anzusehen. Nur die noch zu beeinflussenden Zahlungsströme sind bei einem Vergleich zu berücksichtigen [1]. Für bestehende Kraftwerke oder Verträge hingegen ist analog wie bei der Frage der Ersatzinvestition existierender Anlagen nur der Zeitraum entscheidungsrelevant, für den beeinflussbare Zahlungsströme anfallen. Hierbei kann es jedoch von Interesse sein, ob durch eine optimierte Vermarktungs- oder Nutzungsstrategie höhere Einzahlungsüberschüsse innerhalb eines kürzeren Betrachtungszeitraums erzielt werden können. 2.2 Vermarktungsmöglichkeiten für Kraftwerke Um Einzahlungsüberschüsse zu erzielen, stehen Kraftwerksbetreibern unterschiedliche Vermarktungsmöglichkeiten zur Verfügung: Mit der Liberalisierung wurden die Rahmenbedingungen für einen liquiden Handel von Fahrplanenergie geschaffen. Es bestehen die Möglichkeiten des direkten bilateralen Handels mit einem Handelspartner oder der indirekten Beschaffung oder Vermarktung mittels eines Brokers. Diesem sog. over-the-counter (OTC) Handel steht der Handel an Strombörsen wie bspw. an der European Energy Exchange (EEX) in Leipzig gegenüber, die einen organisierten Markt für elektrische Energie darstellen. Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) müssen einen sicheren Systembetrieb gewährleisten, wozu die Vorhaltung von Systemdienstleistungen (SDL) erforderlich ist. Für die Bereitstellung von SDL können z. T. Betriebsmittel genutzt werden, die zum Anlagenbestand der ÜNB gehören. Teilweise sind ÜNB jedoch darauf angewiesen, auf Kraftwerke zurückzugreifen. Aufgrund des Unbundling der Geschäftsbereiche Transport/Verteilung von den Bereichen Erzeugung/Handel/Vertrieb [2] haben ÜNB keinen direkten Zugriff auf Kraftwerke und müssen daher u. a. Reserve von Kraftwerksbetreibern beschaffen und entsprechend 24 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

vergüten. Daraus ergeben sich für Kraftwerksbetreiber zusätzliche Absatzalternativen zur Fahrplanenergie. Bei der Bereitstellung von SDL stellt die zu Wettbewerbskonditionen beschaffte Reserve für Kraftwerksbetreiber eine wesentliche Vermarktungsalternative zur Fahrplanenergie dar. Nach technischen und organisatorischen Gesichtspunkten lassen sich eigenständige Produkte von der Fahrplanenergie abgrenzen. Seit 2001 schreiben die deutschen ÜNB ihren gesamten Bedarf für die Reservequalitäten Primärregelreserve (PRR), Sekundärregelreserve (SRR) und Minutenreserve (MR) in einem Auktionsverfahren aus. Für die Teilnahme am Reservemarkt werden seitens der ÜNB Anforderungen spezifiziert, die u. a. Mindestangebotsmengen vorgeben sowie Anforderungen bzgl. Leistungsänderungsgeschwindigkeit (LÄG) und Zeit- sowie Arbeitsverfügbarkeit fordern und im Rahmen eines Präqualifikationsverfahrens überprüft werden. Die Auswahl der Angebote passiert in zwei Stufen: In der ersten Stufe erfolgt die Auswahl der Beschaffung von Reserveleistung (RL) anhand der Leistungspreis-merit-order. Abhängig von allen Angeboten der Marktteilnehmer, in denen u. a. Angebotsleistung und Leistungspreis spezifiziert sind, nominiert der ÜNB die Anbieter in aufsteigender Leistungspreisreihenfolge, um seinen Reservebedarf zu decken. Im Fall der SRR und MR erfolgt in der zweiten Stufe die Auswahl für die Lieferung der Reservearbeit (RA) auf Basis der Arbeitspreis-merit-order der zuvor ausgewählten Angebote zur Leistungsbereitstellung, die PRR wird unselektiv ohne Vergütung eines Arbeitspreises eingesetzt [3]. 2.3 Technische und organisatorische Restriktionen Die Erzeugung elektrischer Energie in thermischen Kraftwerken ist ein komplexer thermodynamischer Prozess, aus dem sich für den Kraftwerksbetrieb Restriktionen ergeben. Hydraulische Kraftwerke hingegen zeichnen sich durch die Disposition begrenzter Wassermengen innerhalb technischer Grenzen und gegebener topologischer Gegebenheiten aus. Weiterhin müssen bei der Erzeugung elektrischer Energie sowie bei der Bereitstellung von Reserve u. U. verschiedenenartige organisatorische Randbedingungen für den Einsatz thermischer und hydraulischer Kraftwerke eingehalten werden. In Tab. 1 sind technische und organisatorische Restriktionen beim Kraftwerksbetrieb zusammengefasst. Diese Restriktionen haben Einfluss auf die betriebsabhängigen Kosten. Außerdem können technische Restriktionen in Verbindung mit technischen oder organisatorischen Anforderungen der Märkte für DISSERTATIONEN Fahrplanenergie und Reserve die Erlöse beeinflussen. Die Einsatzmöglichkeiten von Verträgen und Kraftwerksscheiben orientieren sich zumeist an den technischen Restriktionen von realen Kraftwerken. thermische Kraftwerke hydraulische Kraftwerke Leistungsgrenzen Leistungsänderungsgeschwindigkeiten Mindestzeiten nichtlinearer Wirkungsgrad Zwangseinsätze Teil- und Vollrevisionen Energiemengenbedingungen Ausfälle Durchflussgrenzen nichtlinearer Wirkungsgrad Zwangseinsätze Beckenfüllstände begrenzte Wassermengen Teil- und Vollrevisionen topologische Vernetzung Tab. 1: Übersicht über technische und organisatorische Restriktionen für Kraftwerke 2.4 Planungsunsicherheiten Bei der Ermittlung der Ein- und Auszahlungen beim Betrieb von Kraftwerken sowie beim Handel an den Märkten für Fahrplanenergie und Reserve müssen Planungsunsicherheiten berücksichtigt werden, die Auswirkungen auf die Zahlungsströme und somit auf die Bewertung von Investitionen oder von bestehenden Kraftwerken haben. Preisunsicherheiten Mengenunsicherheiten Fahrplanenergie Reserve Brennstoff Emissionszertifikate natürliche Zuflüsse Ausfälle thermischer Kraftwerke Anforderung von Reservearbeit Tab. 2: Überblick über Planungsunsicherheiten Die Unsicherheiten können in Preis- und Mengenunsicherheiten eingeteilt werden. Preisunsicherheiten existieren aufgrund des marktbasierten Handels von Fahrplanenergie und Brennstoffen, der Beschaffung von Reserve zu Wettbewerbskonditionen sowie des Reduktionsmechanismus für Treibhausgasemissionen mittels Zertifikatshandel. Mengenunsicherheiten betreffen im Wesentlichen das Dargebot natürlicher Zuflüsse für die Erzeugung elektrischer Energie in hydraulischen Kraftwerken sowie Ausfälle thermischer Kraftwerke. Für den Fall der Reservevermarktung besteht zudem eine quantitative Unsicherheit bzgl. der angeforderten Reservearbeit [4]. Einen Überblick über die relevanten Unsicherheiten gibt Tab. 2. Sonstige Unsicherheiten, wie politische Regelungen oder wetterbedingte Einflüsse, sind bzgl. des Einflusses auf Zahlungsströme nur schwierig zu quantifizieren. IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 25

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