Hybride Ansätze zur Preismodellierung im Kontext der Kraftwerksbewertung ÖGOR - IHS Workshop und ÖGOR-Arbeitskreis

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1 Hybride Ansätze zur Preismodellierung im Kontext der Kraftwerksbewertung ÖGOR - IHS Workshop und ÖGOR-Arbeitskreis "MATHEMATISCHE ÖKONOMIE UND OPTIMIERUNG IN DER ENERGIEWIRTSCHAFT" Oliver Woll Christoph Weber

2 Motivation große Preisschwankungen auf den Energiemärkten auch für die Zukunft zu erwarten: Veränderung Nachfrage knapper werdenden Reserven neue Technologien mit fluktuierender Stromerzeugung aus Sonnen-und Windenergie Preisunsicherheiten müssen bei der Entscheidungsfindung in der Energiewirtschaft möglichst angemessen berücksichtigt werden. Preismodellierung näher betrachten

3 Residuallastdauerlinien [MW] [TWh] Solar Wind On Wind Off Lastdauer 2011 Residuallastdauer 2011 Residuallastdauer 2015 Residuallastdauer

4 Residuallast Monat August PV Wind On Wind Off Last Residuallast

5 Residuallast Monat August PV Wind On Wind Off Last Residuallast

6 Motivation Je nach Zeithorizont und Aufgabenstellung unterschiedliche Ansätze vorteilhaft. Mittelfristbetrachtungen Portfoliomanagement Kraftwerkspark als exogen determiniert angenommen Fokus auf Modellierung von Preisschwankungen Finanzmarkt-ökonometrische Preismodelle Langfristbetrachtung (Kontext Investitionsbewertung) Weiterentwicklung des Kraftwerksparkes zu berücksichtigen. Auswirkungen veränderter Angebots- und Nachfragebedingungen Fundamentalmodelle (keine adäquate Abbildung der Preisschwankungen)

7 Hybrider Ansätze zur Preismodellierung Idee hybrider Ansätze zur Preismodellierung ist die Kombination der beiden Ansätze Hybride Ansätze finden sich häufig in der Energiewirtschaft, da komplexe Preisdynamiken verschiedensten Einflussfaktoren unterliegen Entscheidender Aspekt für die Umsetzung eines hybriden Preismodells ist Entscheidender Aspekt für die Umsetzung eines hybriden Preismodells ist die Komplexität des verwendeten fundamentalen Marktmodells.

8 Preismodellierung im Kontext von Kraftwerksbewertung Bewertung von Kraftwerken erfordert: Abbildung kurzfristiger Strompreisdynamiken Abbildung langfristiger Zusammenhänge zwischen Brennstoffpreis und Strompreis berücksichtigen. hybrider Ansatz sinnvoll Grundidee: Unterteilung des Preises in einen fundamental erwarteten Spotpreis einerseits und stochastische Schwankungen um diesen Preis andererseits.

9 Preissimulation Überblick Modellierung der Stromspotpreise mithilfe eines hybriden Ansatzes Unterteilung des Preises S(t) in fundamental erwarteten Spotpreis (Merit-Order Modell), stochastische Schwankungen um diesen Preis S fund (t) S stoch (t) Die stochastische Schwankungen werden über zwei Faktoren modelliert: (t) Schwankungen des Stromspotpreises (bei gegebenem Spread), S stoch Spot Schwankungen des mittleren Spreads (t) Der Strompreis ist Summe aus dem Fundamentalpreis, den stochastischen Schwankungen um den Spotpreis und einer stochastischer Spreadkomponente fund stoch Spot stoch Spread S( t) = S ( t) + S ( t) + S ( t) S stoch Spread 9

10 Fundamentalmodell S fund (t) Herausforderung stündlich schwankende Wind- und Solareinspeisung detailliertes Fundamentalmodell zu rechenzeitintensiv einfachen Merit-Order-Modell zur Bestimmung des erwarteten Strompreises Merit-Order Modell berücksichtigt: Kraftwerke (ca750 Kraftwerkklassen > 100MW) in Deutschland (Verfügbarkeiten/Charakteristika) tägliche Brennstoff- und CO2-Preise zugehörigen Last Simulationen der Einspeisung Erneuerbarer auf Basis stündliche Zeitreihen für Wind-und Solareinspeisung

11 Fundamentalmodell (Merit-Order Zeitverlauf) Chair for Management Sciences and Energy Economics

12 Modellierung der kurzfristigen Preisdynamiken S stoch Spot (t ) Historische Strompreise zeigen: typische saisonale, wöchentliche und tägliche Strukturen hohe Preisspitzen (z.b EUR/MWh) im Vergleich zu einem durchschnittlichen Preisniveau von 40 bis 80 EUR/MWh Spezielle jährliche Verteilung der Preise (Preisdauerlinie) Um die unterschiedlichen Charakteristika der Strompreise adäquat abzubilden, wird zudem ein mehrstufiger Ansatz gewählt.

13 Modellierung der kurzfristigen Preisdynamiken S stoch Spot (t ) Dieser Ansatz umfasst die folgenden Schritte: 1. Schritt: Analyse der Abweichungen zwischen Fundamentalpreis und beobachteten Preisen 2. Schritt: Abbildung der beobachteten empirischen Verteilung auf eine Normalverteilung 3. Schritt: Identifikation von gemeinsamen Hauptfaktoren der stündlichen Preise 4. Schritt: Modellierung zeitverzögerter Effekte bei Preisniveaus und Preisvolatilitäten ARMA(1,1)-GARCH-Modell GARCH (Generalized Autoregressive Conditional Heteroscedasticity) Störeinflüsse haben keine konstante Standardabweichung σ

14 Modellierung langfristiger Preisdynamiken S stoch Spread (t) Längerfristige Schwankungen der Spreads zwischen Strom und den Input- Commodities. Haupttreiber für diese Spreads Kapazitätsengpässe bzw. Überkapazitäten Unerwartete Nachfragentwicklungen Nicht vorhergesehene CO2-Preisänderungen. Spreads unterliegen einer gewissen Mean-Reversion: hoher Spread Kapazitätszubau; niedriger Spread Kapazitätsrückbau. Dazwischen existiert ein gleichgewichtiger Spread

15 Spread Kohlekraftwerk Kohlepreis CO2 Base Input Cost Spread

16 Modellierung langfristiger Preisdynamiken S stoch Spread (t) Gleichgewichtsspreadentspricht annualisierteninvestitionskosten zuzüglich der jährlichen sonstigen Fixkosten Längerfristigen Spreadentwicklungenwird im Modell als additive Komponente zur kurzfristigen Modellierung berücksichtigt. Additive Komponente entspricht Mean-Reversion-Prozess Mean-Reversion-Rate aus der Entwicklung der jahresmittleren Spreadsim Zeitverlauf abgeleitet

17 Ergebnisse der Preismodellierung Chair for Management Sciences and Energy Economics Jahresproduktion [TWh] Solar Wind Onshore Wind Offshore

18 Ergebnisse der Preismodellierung 130 [ /MWh] Sim1 Sim2 Sim

19 Ergebnisse der Preismodellierung 370 [ /MWh] Sim1 Sim2 Sim

20 Anwendung des hybriden Ansatzes für die Kraftwerksbewertung Kraftwerke wandeln Energieträger in Strom Realoption Ökonomischer Wert eines Kraftwerks entspricht Differenz der Erlöse und der Input-Kosten (Deckungsbeitrag) Flexibilität eines Kraftwerks (Produktion in jeder Stunde an veränderte Preisrelationen anzupassen) liefert einen zusätzlichen Wert. Bestimmung dieses Flexibilitätswert ist zentrale Frage

21 Flexibilitätswert von Kraftwerken Kraftwerke als Realoption Besonderheiten: stündliche Entscheidungsmöglichkeit entspricht einer Option mit wiederholter Ausübung. Strompreise unterscheiden sich in ihrer Charakteristik von konventionellen (Asset) Preisen detaillierte Modellierung der Strompreise erforderlich, um den Wert der Flexibilität zu bestimmen. Brennstoff-und CO2-Preise spielen entscheidende Rolle für den Wert eines Kraftwerks Multi-Commodity-Option Spread zwischen Strompreis und Brennstoffpreis wichtig Hybride Preismodellierung stellt sicher, dass die Strompreise sich konsistent mit den zugrunde gelegten Brennstoffpreisen entwickeln.

22 Flexibilitätswert von Kraftwerken Die Ausübung der Option ist desweiteren abhängig von technischen Restriktionen des Kraftwerks Wirkungsgrad Mindeststillstands-/Mindestbetriebszeit Anfahrkosten Flexibilitätswert einer Option ergibt sich als Differenz des Optionswerts und des inneren Werts. Optionswert: Wert basierend auf simulierten, stochastischen Preisen Innere Wert: Wert der Option zu aktuellen Preisen, basierend auf den erwarteten stündlichen Preisen

23 Restriktionen bei der Fahrweise thermischer Kraftwerke Optimaler Einsatz des Kraftwerks hängt auf Grund der technischen Restriktionen nicht nur von aktuellen Preisen ab Auch die Preise in den Stunden davor und danach sind entscheiden. Die Ausübung der Realoption Kraftwerk ist pfadabhängig. Entscheidungen über den Kraftwerkseinsatz erfolgen ohne dass die zukünftigen Preise in der Regel exakt bekannt sind. Lösung: Stochastische dynamische Programmierung

24 Restriktionen bei der Fahrweise thermischer Kraftwerke Für jede mögliche Kraftwerksfahrweise wird ein Fortführungswert ermittelt Rückwärtsinduktion beginnend am Ende der Betrachtungsperiode. Optimale Fahrweise berücksichtigt Preisunsicherheiten über gewichteter Erwartungswert der Fortführungswerte für den Folgetag Betriebsrestriktionen werden bei der Bestimmung der optimalen Fahrweise berücksichtigt. Auf Basis des Fortführungswerts wird die gewinnoptimale Fahrweise ermittelt. Neben der optimalen Fahrweise ergibt sich der erzielbare Deckungsbeitrag

25 Ergebnisse der Kraftwerksbewertung Chair for Management Sciences and Energy Economics Parameter Kohle Gas Nennleistung [MW] Mindestleistung [MW] Wirkungsgad bei Nennleistung 46,0% 59,5% Wirkungsgad bei Mindestleistung 42,0% 52,1% Mindestbetriebs- 8 1 /Mindeststillstandszeit [h] Anfahrkosten [ ]

26 Ergebnisse der Kraftwerksbewertung Chair for Management Sciences and Energy Economics Zugrundeliegende Preise nominal Kohle Gas Extrinsischer Wert [Mio. ] 108,8 270,4 17,9 79,6 Intrinsischer Wert [Mio. ] 99,1 163,4 10,7 31,5 Flexibilitätswert [Mio. ] 9,7 107,0 7,1 48,1 Betriebsstunden [h] Anzahl Anfahrten Erwartete Stromproduktion [GWh] Durchschnittliche Stromproduktion [MWh/h] Durchschnittlicher Deckungsbeitrag [ /MWh] ,1 74,4 15,0 60,5

27 Ergebnisse der Kraftwerksbewertung Chair for Management Sciences and Energy Economics Zugrundeliegende Preise nominal Kohle Gas Extrinsischer Wert [Mio. ] 108,8 270,4 17,9 79,6 Intrinsischer Wert [Mio. ] 99,1 163,4 10,7 31,5 Flexibilitätswert [Mio. ] 9,7 107,0 7,1 48,1 Betriebsstunden [h] Anzahl Anfahrten Erwartete Stromproduktion [GWh] Durchschnittliche Stromproduktion [MWh/h] Durchschnittlicher Deckungsbeitrag [ /MWh] ,1 74,4 15,0 60,5

28 Ergebnisse der Kraftwerksbewertung Chair for Management Sciences and Energy Economics Zugrundeliegende Preise nominal Kohle Gas Extrinsischer Wert [Mio. ] 108,8 270,4 17,9 79,6 Intrinsischer Wert [Mio. ] 99,1 163,4 10,7 31,5 Flexibilitätswert [Mio. ] 9,7 107,0 7,1 48,1 Betriebsstunden [h] Anzahl Anfahrten Erwartete Stromproduktion [GWh] Durchschnittliche Stromproduktion [MWh/h] Durchschnittlicher Deckungsbeitrag [ /MWh] ,1 74,4 15,0 60,5

29 Ergebnisse der Kraftwerksbewertung Zugrundeliegende Preise nominal Kohle Gas Extrinsischer Wert [Mio. ] 108,8 270,4 17,9 79,6 Intrinsischer Wert [Mio. ] 99,1 163,4 10,7 31,5 Flexibilitätswert [Mio. ] 9,7 107,0 7,1 48,1 Betriebsstunden [h] Anzahl Anfahrten Erwartete Stromproduktion [GWh] Durchschnittliche Stromproduktion [MWh/h] Durchschnittlicher Deckungsbeitrag [ /MWh] 22,1 74,4 15,0 60,5

30 Zusammenfassung und Ausblick Hybriden Ansatz zur Modellierung von Strompreisen vorgestellt Kann mittel- und längerfristige Preischarakteristika abbilden Kann damit die realen Preisverläufe und Preisschwankungen adäquat nachgebilden Anwendung in der Kraftwerksbewertung gezeigt. Veränderung des Kraftwerkparks kann berücksichtigt werden Einfluss zunehmender fluktuierender Erzeugung kann untersucht werden. Ausblick: Untersuchung der stochastischen Schwankungen um den Fundamentalpreis im Hinblick auf Strukturbrüche im Kontext des Ausbaus an fluktuierender Erzeugung

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