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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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1600 [Mio. €] 800 400

1600 [Mio. €] 800 400 + 1,78% Januar + 42,45% + 73,61% 0 0 vollkommener Konkurrenzmarkt 100 SEU 10 SEU 5 SEU 80 [%] 60 50 40 30 20 10 1600 [Mio. €] 800 400 + 2,69% Juli + 42,98% FORSCHUNGSPROJEKTE + 69,18% 0 0 vollkommener Konkurrenzmarkt 100 SEU 10 SEU 5 SEU Erzeugungskosten Produzentenrente prozentuale Variation der Erlöse Bild 3: Erzeugungskosten, Produzentenrente und prozentuale Variation der Erlöse Bild 2 stellt die Entwicklung des Strompreises eines typischen Werktages sowie für einen Samstag und Sonntag anhand vier verschiedener Marktstrukturen dar. Die resultierenden Strompreise für zwei Nachfrageszenarien - Januar und Juli - werden gezeigt. Diese Nachfrageszenarien wurden mittels statistischer Daten der vier größten Übertragungsnetzbetreiber erstellt. Die berücksichtigten Marktstrukturen entsprechen einem vollkommenen Konkurrenzmarkt ohne Marktmachtausübung und drei Strukturen mit 100 beziehungsweise 10 und 5 SEU. Die Untersuchungsergebnisse zeigen, dass je weniger Marktteilnehmer der Markt hat und somit je konzentrierter der Markt ist, desto höher sind die Strompreise. Im Bild 3 werden die Erzeugungskosten, die Produzentenrente und die prozentuale Variation der Erlöse der simulierten Marktstrukturen im Vergleich zum vollkommenen Konkurrenzmarkt dargestellt. Da der Einsatz der Kraftwerke ähnlich ist, sind die Erzeugungskosten für die vier Marktszenarien auf gleichem Niveau. Im Gegensatz dazu sind die Produzentenrenten unterschiedlich wegen der Ausübung von Marktmacht (Kollusion). Diese Ergebnisse zeigen deutlich die Existenz von Anreizen zur Marktmachtausübung und den Zusammenhang zwischen Marktmacht und Konzentration des Marktes. Zusätzliche Simulationen werden derzeit durchgeführt, um den Einfluss auf die Preisstrategien bestimmter Unsicherheiten, z. B. Kraftwerksausfälle, Variationen der Nachfrage usw., zu bewerten. Erste Ergebnisse zeigen, dass je größer die Unsicherheiten sind, desto geringer sind die Möglichkeiten, Kollusion ausüben zu können. 4 Zusammenfassung und Ausblick Die heutigen Elektrizitätsmärkte sind aufgrund ihrer oligopolistischen Struktur besonders anfällig, unter Marktmacht zu leiden. Nach der Liberalisierung ist die Ausübung von Marktmacht ein weltweites Problem geworden, das sich in verschiedenen Ländern beobachten lässt. Eine Möglichkeit, Marktmacht auszuüben, die häufig an Strommärkten zu beobachten ist, ist die 80 [%] 60 50 40 30 20 10 Koordination von Strategien zwischen den Marktteilnehmern. Da eine derartige Marktmacht nicht unbedingt ausdrücklich ausgeübt wird, ist sie relativ schwierig zu erkennen und zu quantifizieren. Infolgedessen und unter Berücksichtigung der Folgen besteht ein steigender Bedarf an Modellen zur Marktmachtanalyse. Im Rahmen dieses Forschungsprojektes wird der Elektrizitätsmarkt als ein Multi-Agenten-System modelliert, in dem sich die Marktteilnehmer wie individuelle Entitäten des Simulationsmodells verhalten. Zur Modellierung des Entscheidungsfindungsprozesses wird Reinforcement-Learning verwendet. In diesem Artikel wird die Entwicklung des Strompreises für vier verschiedene Marktstrukturen dargestellt, die unterschiedlichen Konzentrationsgraden entsprechen. Die dargestellten Ergebnisse beweisen den engen Zusammenhang zwischen Marktmacht bzw. Kollusion und dem Konzentrationsgrad des Marktes. Je konzentrierter der Markt ist, desto höher sind die Anreize, Kollusion auszuüben. Zusätzliche Simulationen werden derzeit durchgeführt, um den Einfluss auf die Preisstrategien bestimmter Unsicherheiten zu bewerten. Erweiterungen zur Berücksichtigung des Übertragungsnetzes sind derzeit in Entwicklung. Insbesondere ist zu untersuchen, wie das Übertragungsnetz bzw. deren Bedingungen das Verhalten der Marktteilnehmer sowie die Dynamik des Marktes beeinflussen. 5 Literatur [1] Stoft, S. Power Systems Economics, IEEE/Wiley, ISBN 0-471-15040-1, 2002, S. 316. [2] European Transmission System Operators (ETSO). Towards a sustainable European market design. Position paper, www.etso-net.org, 2005. [3] Weiß, G. Multi-agent Systems, MIT Press, ISBN 0-262-23203-0, 2000 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 69

FORSCHUNGSPROJEKTE Bewertung kostenrelevanter Einflussgrößen für Übertragungsnetze Estimation of Cost Drivers in Transmission Networks Dipl.-Ing. Roland Hermes Roland.Hermes@iaew.rwth-aachen.de Die Bundesnetzagentur hat als Regulierungsbehörde in Deutschland das Ziel, den Wettbewerb im Bereich der Elektrizitätsversorgung weiter zu verstärken. Dies setzt einen diskriminierungsfreien Netzzugang und angemessene Netznutzungsentgelte für alle Netzkunden voraus. Bisherige Untersuchungen haben sich dabei auf die Verteilungsnetzebenen konzentriert, da diese den Großteil der gesamten Netzkosten ausmachen. Eine Regulierung dieser Netzebenen kann jedoch nur dann effektiv umgesetzt werden, wenn alle Spannungsebenen bezüglich ihrer Kosten bewertet und somit eine Verlagerung von Kosten in die Übertragungsebene ausgeschlossen werden kann. Ziel dieser Arbeit ist es daher, in einem ersten Schritt ein Referenznetzanalyseverfahren für Übertragungsnetze zu entwickeln, mit dem in einem zweiten Schritt kostentreibende Einflussgrößen für Übertragungsnetze bestimmt werden können. The regulation of the electrical energy market intends to establish competition in this sector. Therefore it is necessary to ensure a free network access and adequate transmission fees for all customers. In previous analyses the main focus has been set on distribution networks. Nevertheless, an effective regulation requires a benchmarking model for all voltage levels to prohibit the shifting of costs in non-controlled network parts. Therefore within the scope of this thesis, a method to generate reference networks will be developed. Afterwards it will be possible to identify cost driving parameters for transmission networks. 1 Einleitung Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im Jahr 2005 wurde die Bundesnetzagentur mit der Regulierung der Elektrizitätsversorgung beauftragt. Das Ziel dieser Regulierung liegt in der Schaffung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs innerhalb des Elektrizitätsmarktes. Die Netznutzungsentgelte der einzelnen Netzbetreiber stehen besonders im Fokus, da eine diskriminierungsfreie und preisgünstige Durchleitung von Strom notwendige Voraussetzung für einen freien Wettbewerb ist. Für die Bewertung der Netznutzungsentgelte sieht das EnWG das Vergleichsmarktprinzip vor. Dieses entspricht einer Gegenüberstellung mehrerer strukturell vergleichbarer Netze [1]. Für die Verteilungsnetzebenen ist diese Vorgehensweise bereits umfassend diskutiert und durch die Entwicklung praxisgerechter Verfahren als sinnvoll belegt worden. Allerdings wurde bisher die Übertragungsnetzebene noch nicht näher betrachtet. Eine umfassende Regulierung ist jedoch nur bei Betrachtung aller Spannungsebenen möglich, da sonst die Gefahr besteht, dass Kosten in nicht bewertete Netzbereiche verschoben werden. Bisherige Untersuchungen haben gezeigt, dass ein fairer Vergleich von Netzbetreibern nur unter Berücksichtigung von exogenen Kostentreibern möglich ist. Daher bedarf es der Ableitung übertragungsnetzspezifischer Strukturmerkmale. Eine Übernahme bestehender Ergebnisse aus dem Bereich der Verteilungsnetze ist dabei aufgrund der unterschiedlichen Planungsanforderungen nicht möglich. Ziel dieser Arbeit ist daher die Identifizierung und Bewertung von exogenen Einflussgrößen auf die Kosten von Übertragungsnetzen (ÜN). 2 Analyse und Modellbildung Die Netznutzungsentgelte der Höchstspannungsebene setzen sich nach der Stromnetzentgeltverordnung im Gegensatz zu den unterlagerten Netzebenen aus zwei Komponenten zusammen [2] • Höchstspannungsnetzkosten (Leitungs-, Gestänge-, Schaltanlagenkosten etc.) und • Kosten für Systemdienstleistungen (Regelenergie, Systemführung). Da die Kosten der Systemdienstleistungen nur vergleichend bewertet werden können, liegt der Fokus dieser Arbeit auf den Höchstspannungsnetzkosten, die durch die installierten Betriebsmittel verursacht werden. Neben den zugehörigen Investitions- und Instandhaltungskosten sind die Netzverlustkosten zu betrachten. In dieser Arbeit werden zunächst reale Netze bezüglich ihrer Netzkosten verglichen. Danach können dann Anforderungen an das zu entwickelnde Verfahren für allgemeine Aussagen abgeleitet werden. Vergleich der 70 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

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