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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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Betreiber von weit

Betreiber von weit entfernten Produktionsstätten sind aufgrund der hohen Erschließungskosten von Gaslagerstätten lediglich an langfristigen Lieferverträgen mit einer möglichst konstanten Produktion interessiert. Erdgasquellen, die verbrauchsnäher liegen, können dagegen dem aktuellen Gasbedarf angepasst produzieren. Erdgaslagerstätten LNG- Transport Erdgasbörsen Saisonale Speicher Handelsunternehmen Verbraucher Transportnetze Gasfluss Handel Netz- und Speicherzugang Temperatur Unsicherheiten Preise Ausfälle Bild 1: Betrachtetes System 2.2 Erdgasspeicher Bezugsverträge Tagesspeicher Verteilnetze Temperatur Zur Sicherung der Versorgung werden in Deutschland saisonale Erdgasspeicher sowie Wochen- und Tagesspeicher verwendet. Man unterscheidet zwischen Kavernen-, Poren- und Röhrenspeichern. Bei Kavernenspeichern handelt es sich um Hohlräume im Fels (Felskavernenspeicher) oder künstlich angelegte Hohlräume in Salzstöcken (Salzkavernenspeicher). Kavernenspeicher haben in der Regel verhältnismäßig hohe Ein- und Ausspeiseleistungen, so dass sie zur Deckung von hohen Bezugsspitzen und zum Einsatz als Handelsgasspeicher geeignet sind. Bei Porenspeichern handelt es sich um ehemalige oder noch in Betrieb befindliche Erdgaslagerstätten sowie um so genannte Aquiferspeicher. Das Erdgas wird in beiden Fällen in porösen Gesteinsschichten gespeichert, wobei im Falle von Aquiferspeichern das bisher dort vorhandene Grundwasser durch das Gas verdrängt wird. Porenspeicher weisen in der Regel ein größeres Volumen und eine geringere Ein- und Ausspeiseleistung als Kavernenspeicher auf. Sowohl bei Kavernen- als auch bei Porenspeichern sind die Ein- und Ausspeiseleistungen in der Regel vom jeweiligen Speicherfüllstand abhängig. Zum Ausgleich täglicher Lastschwankungen dienen Tagesspeicher, wie z. B. Röhrenspeicher. Aufgrund des geringen Volumens wird dieser Speicher täglich zu FORSCHUNGSPROJEKTE Zeiten geringen Erdgasbedarfs befüllt und zu Hochlastzeiten entleert. Alle Erdgasspeichertypen und verbrauchsnahe Lagerstätten können trotz ihrer unterschiedlichen Charakteristiken durch ein einheitliches Modell abgebildet werden. 2.3 Transport- und Verteilnetze Der Erdgastransport zum Verbraucher erfolgt entweder in gasförmigem Zustand in Pipelines oder verflüssigt per Schiff. Vorteile des Pipelinetransports sind die bei verhältnismäßig kurzen Distanzen geringeren Investitionskosten in die Infrastruktur. Vorteile für Liquefied Natural Gas (LNG) ergeben sich für große Distanzen zwischen Erdgaslagerstätte und Verbraucher, da die eigentlichen Transportkosten sehr gering sind. Da der Erdgastransport nicht im Aufgabenbereich des Handelsunternehmens liegt, werden die technischen Einschränkungen des Erdgastransports nur soweit betrachtet, wie sie das Handelsunternehmen betreffen. 2.4 Netz- und Speicherzugang Der Netzzugang zum Transportnetz erfolgt in Deutschland nach einem Entry-Exit-System. Das Transportnetz ist in Deutschland derzeit in 19 Marktgebiete unterteilt, diese Zahl wird sich jedoch in Zukunft durch Zusammenlegungen voraussichtlich deutlich verringern [1]. In jedem Marktgebiet ist aus Sicht eines Handelsunternehmens der Abschluss eines Entry- und eines Exit- Vertrages sowie eines Bilanzkreisvertrages, der die gleichzeitige Ein- und Ausspeisung regelt, notwendig, um Erdgas zu transportieren. Für das Handelsunternehmen erfolgt damit bei Abschluss dieser Verträge der Erdgastransport, der im Verantwortungsbereich des Netzbetreibers liegt. Die Einhaltung von technischen Randbedingungen wie beispielsweise die Nichtüberschreitung der maximalen Entry- und Exitkapazität eines Zugangspunktes ist bei Abschluss der Verträge zu berücksichtigen. Die Preisberechnung ergibt sich aus der Dauer und dem Zeitpunkt der Buchung. Die Entgelte zur Speichernutzung sind nicht reguliert, so dass sich eine Vielzahl an Berechnungsmodellen entwickelt hat. Verbreitet ist das Angebot der Buchung von so genannten Speicherpaketen, die als eine feste Kombination von Arbeitsgasvolumen, Ein- und Ausspeiseleistung definiert sind. Im Verfahren sind die Entgelte zur Nutzung der Erdgasspeicher und -netze zu berücksichtigen. 2.5 Erdgasbezugsverträge Die derzeit wichtigste Form des Erdgasbezugs in Deutschland stellen langfristige, teilweise über mehre- IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 89

FORSCHUNGSPROJEKTE re Jahrzehnte laufende Bezugsverträge mit ausländischen Produzenten dar. Im innerdeutschen Handel sind langfristige Verträge verboten. Im Wesentlichen sind zwei Vertragstypen zu unterscheiden, die beide im Verfahren betrachtet werden müssen: Profil- und Vollversorgungsverträge. In Profilverträgen wird in jedem Zeitintervall die Lieferung einer festgelegten Gasmenge vereinbart, die unabhängig vom Erdgasbedarf ist. In Versorgungsverträgen wird demgegenüber eine bedarfsabhängige Gaslieferung vereinbart. Zusätzliche Einschränkungen, z. B. ein Maximalbezug, der auch bei höherem Bedarf nicht überschritten werden darf, sind möglich. In der Regel weisen diese verbrauchsabhängigen Erdgasbezugsverträge Arbeits- und Leistungspreiskomponenten auf: Mit dem Arbeitspreis wird die bezogene Erdgasmenge vergütet. Der Leistungspreis stellt eine weitere Preiskomponente dar, mit dem die höchste in einer Messperiode aufgetretene Bezugsspitze vergütet wird. 2.6 Erdgasbörsen Erdgas kann in Europa an Börsen oder Handelplätzen in Großbritannien, in Belgien und in den Niederlanden gehandelt werden. Dabei ist sowohl der Handel von kurzfristigen Produkten im Tages- bis Wochenbereich als auch von langfristigen Produkten im Monats- bis Jahresbereich möglich. Der Handel erfolgt an einem so genannten virtuellen Handelspunkt. In Deutschland existiert derzeit keine Erdgasbörse. Die EEX wird im Gaswirtschaftsjahr 2007/2008 den börslichen Erdgashandel auch in Deutschland einführen [2]. Die teilweise sehr eingeschränkte Liquidität von Erdgasbörsen muss im Verfahren berücksichtigt werden. 2.7 Unsicherheiten Verschiedene Unsicherheiten sind bei der Planung eines Gaswirtschaftsjahres für ein Handelsunternehmen zu berücksichtigen. Die Außentemperatur hat einen großen Einfluss auf den Erdgasverbrauch, da der weitaus größte Teil des Erdgases zur Wärmeerzeugung verwendet wird. Auch preisliche Unsicherheiten sind zu berücksichtigen. Bei der Versorgungszuverlässigkeit hat der Ausfall eines Erdgasspeichers die schwerwiegendsten Auswirkungen. Die Zuverlässigkeit von Transportnetzen ist sehr groß. Die Unsicherheiten werden durch die Szenarienanalyse modelliert, die den Vorteil bietet, dass sich für die nahe Zukunft eindeutige Handelsentscheidungen unter Berücksichtigung der Unsicherheiten ergeben. 3 Verfahren Die Zielfunktion des Verfahrens ist die Maximierung des Deckungsbeitrags, der sich als Differenz der Erlöse und der variablen Kosten eines Erdgashandelsunternehmens darstellt. Auf der Erlösseite stehen dabei die Zahlungen der Endverbraucher an das Handelsunternehmen sowie Einkünfte aus Gasverkäufen an andere Unternehmen oder Erdgasbörsen. Die variablen Kosten setzen sich zusammen aus den eigenen Beschaffungskosten für das Erdgas aus Bezugverträgen und Einkäufen an Börsen. Zusätzlich sind Nutzungsentgelte für Erdgasspeicher und -netze zu entrichten, die je nach Buchungsdauer und -zeitraum in unterschiedlicher Höhe festgesetzt sind. Für das Optimierungsproblem sind technische und organisatorische Randbedingungen zu beachten. In Erdgasbezugsverträgen können maximale oder minimale Abnahmemengen den Erdgasbezug einschränken sowie eine definierte Gesamtabnahmemenge im Jahresverlauf festgelegt sein. Bei Börsen ist zu beachten, dass nur standardisierte, zeitübergreifende Produkte gehandelt werden können. Technische Randbedingungen sind für Erdgasspeicher und -netze zu beachten. So sind bei Erdgasspeichern z. B. die füllstandsabhängige Änderung der Ein- und Ausspeiseleistung zu berücksichtigen sowie technisch bedingte Ober- und Untergrenzen für den Speicherfüllstand und die Ein- und Ausspeiseleistungen. In Erdgasnetzen stellt die maximal buchbare Entry- und Exitkapazität eine Begrenzung für die transportierbare Gasmenge dar. 4 Ausblick Die Ergebnisse der Modellierung zeigen, dass bei der Optimierung eines Erdgasportfolios ein quadratisches Optimierungsproblem mit linearen Nebenbedingungen und einigen Ganzzahligkeitsentscheidungen vorliegt. Im Folgenden soll ein Verfahren implementiert werden, das zur Lösung dieses Problem auf die Verwendung von Standardsolvern zurückgreift. 5 Literatur [1] N. N. RWE will wie E.ON bundesweit Gas anbieten Faz, 05.02.2007 [2] Lindgens, P.; Menzel, H.-B. „Erdgas ist sehr wichtig und könnte das zweite Standbein der EEX werden“ e/m/w, Heft 5/2006, S. 60 – 61 90 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

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