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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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DISSERTATIONEN Derartige

DISSERTATIONEN Derartige Unsicherheiten drücken sich jedoch im Allgemeinen indirekt in den Preisentwicklungen für Fahrplanenergie oder für die Brennstoffe aus. 3 Methodisches Vorgehen Zur Bewertung von Investitionsentscheidungen muss eine geeignete Methode gewählt werden, die eine Aussage über die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit treffen kann. Mit Hilfe der klassischen Investitionsrechnung können quantitative Bewertungskriterien, z. B. Kapitalwert, interner Zinsfuß oder Amortisationszeit, als Maßstab für die Vorteilhaftigkeit einer Investition herangezogen werden [1]. Alternativ bieten Ansätze aus der Optionsbewertung Möglichkeiten zur Beurteilung von Sachinvestitionen. Der Realoptionsansatz hat sich aus Bewertungsmodellen für Finanzoptionen entwickelt, die auf Sachinvestitionen übertragen wurden [5]. Der Realoptionsansatz bietet als Erweiterung der klassischen dynamischen Investitionsrechnung Vorteile, indem Handlungsspielräume im Rahmen der Investition sowie Planungsunsicherheiten explizit berücksichtigt werden können. Ziel aller Methoden ist es, die monetären Konsequenzen einer Investition zu quantifizieren und zu verdichten, um daraus eine Entscheidungshilfe abzuleiten. Für alle Methoden zur Investitionsrechnung muss in einem ersten Schritt ein geeigneter Betrachtungszeitraum festgelegt werden. Zusätzlich müssen in die Betrachtung u. U. subjektive bzw. unternehmensspezifische Präferenzen der Kapitalgeber einbezogen werden, die für die Rückgewinnung des eingesetzten Kapitals Zeitvorgaben festlegen oder spezielle Renditeerwartungen fordern. Im zweiten Schritt muss ein geeignetes Verfahren zur Quantifizierung der periodenbezogenen Zahlungsströme ausgewählt werden. Wie in der Analyse gezeigt, hängt die Vorteilhaftigkeit einer Investition von den Zahlungsströmen innerhalb des Betrachtungszeitraums ab. 3.1 Anwendung der stochastischen Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung Bei der Quantifizierung der periodenbezogenen Zahlungsströme müssen die komplexen Wirkungszusammenhänge des Kraftwerksbetriebs sowie eines Kraftwerkspools berücksichtigt werden. Wie in Kapitel 2 diskutiert, werden die Zahlungsströme durch technische und organisatorische Restriktionen beim Kraftwerkseinsatz beeinflusst und unterliegen Planungsunsicherheiten. Weiterhin können sich durch eine Kraftwerksinvestition neue Freiheitsgrade ergeben, indem die Einsatzstrategie nach eigenem Ermessen flexibel erfolgen kann, im Vergleich zu Strombezugsverträgen. Ein zusätzliches Kraftwerk in einem bereits bestehenden Kraftwerkspool kann dabei u. U. einen größeren Nutzen stiften als bei isolierter Vermarktung [6]. Aus diesen Gründen sind geeignete Verfahren notwendig, um die je nach Kraftwerkstyp unterschiedlichen Zahlungsströme ausreichend genau zu ermitteln. Diese Verfahren gehen über die einfache Modellierung – bspw. einer stündlich ausübbaren Realoption – hinaus, indem sie die Restriktionen sowie die zeitlichen und systembedingten Abhängigkeiten abbilden. Zur objektspezifischen Quantifizierung der Zahlungsströme wird daher ein Verfahren zur stochastischen Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung (KEHP) herangezogen. In Anlehnung an die Praxis der Energieeinsatzplanung von Stromerzeugungsunternehmen wird ein einperiodiger, jährlicher Planungszyklus simuliert [7]. Zur Abbildung der stochastischen Eingangsgrößen von Planungsunsicherheiten in der KEHP hat sich die Modellierung mit Hilfe eines Szenarienbaums bewährt, der die stochastischen Eigenschaften unsicherer Planungsgrößen durch eine endliche Anzahl von Szenarien approximiert. Da zur Bewertung von Investitionsentscheidungen in neue bzw. bestehende Kraftwerke ein mehrperiodiger Zeitraum betrachtet werden muss, wird durch periodisch wiederholte Anwendung der KEHP und Diskontierung der periodenbezogenen Zahlungsströme der Wert einer Erzeugungseinheit bestimmt. 3.2 Wertbestimmung im Kraftwerkspool Die KEHP führt eine Optimierung des gesamten Kraftwerkspools durch. Daher kann der Wert einer einzelnen Anlage aufgrund der Wechselwirkungen nicht durch einfache Bewertung der abgesetzten Fahrplanenergie und Reserve der Einzelanlage bestimmt werden. Vielmehr muss eine vergleichende Betrachtung einer KEHP für den Kraftwerkspool inklusive und exklusive des zu bewertenden Kraftwerks erfolgen (Bild 1). Die Differenz der Zahlungsströme entspricht dem Wert des Kraftwerks im bestehenden Pool von Kraftwerken und Verträgen. 26 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

~ jeweils Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung mit zu bewertendem Kraftwerk/ zu bewertendem Vertrag ~~~ Wertbestimmung durch vergleichende Bewertung existierender Kraftwerkspool und Verträge ohne zu bewertendes Kraftwerk/ zu bewertenden Vertrag Bild 1: Wertbestimmung im Kraftwerkspool 4 Verfahren Aus der Analyse der Vermarktungsmöglichkeiten für Kraftwerke und der Diskussion der zu berücksichtigenden Wechselwirkungen bestehender Kraftwerksanlagen und Verträge muss die KEHP ein System abbilden können, wie es in Bild 2 dargestellt ist. bestehender Kraftwerkspool ~~~ Spot Termin Märkte für Fahrplanenergie zu bewertendes Kraftwerk oder zu bewertender Vertrag ~ Bild 2: Betrachtetes System PRR bestehende Verträge SRR MR Märkte für Reserve Zur Lösung des Optimierungsproblems der stochastischen KEHP stellen Dekompositionsverfahren wie die Lagrange Relaxation (LR) einen praxisgerechten Lösungsansatz dar. Hierbei wird der Ansatz verfolgt, das Gesamtproblem systematisch in dimensionsreduzierte Teilprobleme zu zerlegen, die unabhängig voneinander gelöst werden, bei übergeordneter Koordination zur Einhaltung der systemkoppelnden Nebenbedingungen. Der LR wird die Energieaufteilung nachgeschaltet, um die systemkoppelnden Nebenbedingungen exakt einzuhalten. 1. Optimierungsstufe: Lagrange Relaxation Einhaltung der Systembilanzen Spotmarkt Terminmarkt Reservemarkt therm. KW hydr. KW Übernahme der Ganzzahligkeitsentscheidungen 2. Optimierungsstufe: Energieaufteilung Geschlossene Formulierung des Optimierungsproblems • Lineare Programmierung • Quadratische Programmierung Bild 3: Überblick über das Verfahren zur KEHP Alternativ wird bei einer reduzierten Modellierungsgenauigkeit auf die Berücksichtigung von Ganzzahligkeiten verzichtet. Somit lässt sich das Optimierungsproblem auf ein lineares oder quadratisches Problem zurückführen, das in geschlossener Form formuliert und ~~~ DISSERTATIONEN mit leistungsfähigen Standardsolvern unter Verwendung der Linearen (LP) bzw. Quadratischen Programmierung (QP) mit dem Vorteil kürzerer Rechenzeiten gelöst werden kann. 5 Exemplarische Bewertungen Zur Bewertung der Vorteilhaftigkeit von Kraftwerksinvestitionen und Verträgen benötigen sowohl die klassische Investitionsrechnung als auch der Realoptionsansatz die Kenntnis der Einzahlungsüberschüsse, die im gesamten Betrachtungszeitraum anfallen. Da deren Quantifizierung aufgrund der komplexen Wirkungszusammenhänge des Kraftwerkbetriebs und der konkurrierenden sowie strukturell unterschiedlichen Märkte nicht trivial ist, wird in den folgenden exemplarischen Untersuchungen das Verfahren der stochastischen Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung (KEHP) für eine Periode von einem Jahr (2007) innerhalb des Betrachtungszeitraums angewendet. Untersuchungen zur Modellierungsgenauigkeit für unterschiedliche thermische und hydraulische Kraftwerkstypen bei Anwendung der KEHP mit LR, QP und LP zeigen, dass insbesondere bei Berücksichtigung von Reservemärkten die Vernachlässigung technischer und wirtschaftlicher Restriktionen – speziell von thermischen Kraftwerken, die nicht schnellstartbar sind und ähnliche Erzeugungskosten wie das Marktpreisniveau aufweisen – zu erheblichen Fehleinschätzungen der Einzahlungsüberschüsse führen kann. Für schnellstartbare thermische Anlagen, thermische Kraftwerke mit einer hohen kontinuierlichen Auslastung sowie für hydraulische Kraftwerke ist die verfahrensbedingte Fehlbewertung wesentlich weniger kritisch. Um das Potenzial einer optimierten Vermarktung an unterschiedlichen Märkten zu quantifizieren, werden für ein Steinkohlekraftwerk die Einzahlungsüberschüsse zunächst bei alleiniger Teilnahme am Markt für Fahrplanenergie, danach bei zusätzlicher Teilnahme am Markt für MR bzw. SRR, sowie abschließend für die gemeinsame Vermarktung der Kraftwerke für FE, SRR und MR quantifiziert (siehe Bild 4). Bei diesem Kraftwerkstyp, der eine Reservebereitstellung nur im regelfähigen Betrieb unter Berücksichtigung der LÄG und einer Mindesterzeugungsleistung zulässt, beträgt das Potenzial an zusätzlichen Einzahlungsüberschüssen aus Reservevermarktung bis zu 11 %. Der größte Zuwachs ist bei einer Teilnahme am MR-Markt zu erwarten. Die SRR bietet aufgrund der Erlös- und Kostenstruktur für deren Bereitstellung nur einen geringen Mehrwert. Dabei ist zu beachten, dass die LÄG des Kraftwerks bei konkurrierenden Reservequali- IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 27

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