10. ÖGOR - IHS Workshop und ÖGOR-Arbeitskreis

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1 10. ÖGOR - IHS Workshop und ÖGOR-Arbeitskreis "MATHEMATISCHE ÖKONOMIE UND OPTIMIERUNG IN DER ENERGIEWIRTSCHAFT" SPONSOR: e&t ENERGIE HANDELSGESELLSCHAFT m.b.h. ORGANISATION: Gerold Petritsch, e&t und Isabella Andrej, IHS 6./7. MAI 2015, IHS WIEN, STUMPERGASSE 56 https://www.ihs.ac.at/ecofin-applied-research/public-events/workshops-seminars/ Mittwoch 6. Mai 2015 Programm und Abstracts 12:30 13:30: Registrierung (Isabella Andrej, IHS) :30 Begrüßung und Eröffnung durch Leopold Sögner (IHS Wien) :45 Tobias Federico (Energy Brainpool, Berlin): Preisprognose, Fundamentalanalyse der Bieterkurven :30 Gerold Petritsch (e&t, Wien): Impulsvortrag für Diskussion und Erfahrungsaustausch Methoden und Probleme bei der Prognose von (Spot-) Preisen und Erzeugungsprognosen :50 Diskussion und Erfahrungsaustausch :50 Alexander Schwaigkofler (KISTERS AG): Optimization of the Hydro Power Generation System at TransAlta :30 Jörg Rosenberg (Trianel, Aachen): Data-Mining im Zeitalter von Smart-Metern :10 Ali Celik, Lars Ribjerg (CRISK, Solrød Strand, Denmark), Michael Pichler (e&t, Wien): Credit Risk Management in an Energy Company :50 Valery A. Kholodnyi (Verbund, Wien): Modeling Energy American Options in the Non-Markovian Approach... 4 Donnerstag, 7. Mai :30 Alexander Thuma, Rudolf Schneider (EXAA, Wien): Day ahead Viertelstunden-Auktion :10 Josefine Prewitz (ProCom, Aachen): Marktübergreifende Bewirtschaftung eines Kraftwerksportfolios bei kontinuierlichem Handel :15 Christoph Libisch (Poyry Wien): Betriebsoptimierung von Reservoirs unter Berücksichtigung saisonaler Klimaprognosen :50 Elke Moser (e&t, Wien): Speicheroptimierung und Regelenergie-Optimierung einer Kette von Speicherkraftwerken :25 Michael Burkhardt (EnBW, Karlsruhe): Kurzfristige Kraftwerkseinsatzplanung unter Berücksichtigung von Unsicherheit in der Aktivierung von Systemdienstleistungen :00 Vaska Dimitrova (EVN, Ma. Enzersdorf): Time Series Models for Intraday Prices... 7 Coffee breaks: Mittwoch 15:20 15:50; Donnerstag 09:50 10:15 Lagepläne und Anreise, Heuriger (Mittwoch 19:00) ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 1

2 Mittwoch 6. Mai :30 13:30: Registrierung (Isabella Andrej, IHS) 13:30 Begrüßung und Eröffnung durch Leopold Sögner (IHS Wien) 13:45 Tobias Federico (Energy Brainpool, Berlin): Preisprognose, Fundamentalanalyse der Bieterkurven Seit der Veröffentlichung der Gebotskurven der Einzelstundengebote der EPEX Spot in der Day Ahead Auktion hat sich dieser Datenfundus in vielerlei Hinsicht als sehr wertvoll in der Analyse von Strompreise erwiesen. Ein weiterer Ansatz, diesen Datenschatz zu nutzen, ergibt sich in der Kalibrierung der klassischen Fundamentalmodelle für Strompreise. Wie bei allen Modellen ergeben sich von Anfang an Modellprämissen, an die jedes Modell irgendwann einmal an Grenzen stößt. Eine dieser Grenzen musste sich früher oder später aufzeigen. In unserem Fall sind die Modellannahmen, dass wir mit einem Fundamentalmodell den vermeintlich vollständigen Kraftwerkspark simulieren wollen, wir dieses Modell aber an den Spotpreisen einer Strombörse kalibrieren, von der bekannt ist (wie bei fast allen Day Ahead Börsen), dass sie nur einen Bruchteil des Gesamtmarkets abbildet. In unserem Fall sind es für Deutschland 40 % der gesamten Stromnachfrage. Unter diesen Annahmen bieten ja dann (da auf jeden Kauf auch ein Verkauf erfolgt) die Kraftwerke in Deutschland nur 40 % ihrer gesamt produzierten Menge an, in einem Fundamentalmodell aber 100%. Dieser Vortrag ist ein Gedankenexperiment, wie viel Fundamentales in den Gebotskurven steckt. Hierfür wurden ein beliebiger Stichtag ausgewählt und die Gebotskurven der EPEX Spot nach entsprechenden Transformationen mit den Gebotskurven aus dem Energy Brainpool eigenem Fundamentalmodell Power2Sim verglichen. Die Erkenntnisse lassen sich sowohl Fundamental erklären (Fehlende Flexibilität technischer sowie vertraglicher Natur) als auch in der aktuellen politischen Diskussion um Kapazitätsmechanismen anwenden (Märkte für Refinanzierung von Kraftwerkskapazitäten). 14:30 Gerold Petritsch (e&t, Wien): Methoden und Probleme bei der Prognose von (Spot-) Preisen und Erzeugungsprognosen Aufbauend auf dem Vortrag von Tobias Federico werden als Impulsvortrag für den anschließenden Erfahrungsaustausch zur Preismodellierung folgende Methoden angeschnitten: Bottom-Up Analyse (siehe Vortrag Federico): o Nachbildung des Kraftwerksparks und der Grenzkapazitäten mit Optimierung o Analyse der Bieterkurven, Vergleichstage bei Weber (EnBW) Top Down : o Lineare und linearisierte Regression o Ökonometrische Modelle, Co-integration 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 2

3 o ARIMAX-Ansätze Univariate Verfahren o ARIMA o Sonstige Zeitreihenanalytische Ansätze o Finanzmathem. Ansätze (Mehrfaktormodelle, Jump diffusion, mean reversion ) Ferner werden einige Modellierungsaspekte für Regressionsmodelle angeschnitten: Einbeziehung von Nachbarstunden, z.b. via (orthogonalen) principal components Cochrane-Orcutt-Transformation vs. ARIMAX Linearisierungsmethoden 14:50 Diskussion und Erfahrungsaustausch Diese Kategorisierung und die Modellierungsaspekte können und sollen in der folgenden Diskussion kritisch hinterfragt und ergänzt werden. 15:20 15:50: Coffee break auf Einladung des IHS Wien 15:50 Alexander Schwaigkofler (KISTERS AG): Optimization of the Hydro Power Generation System at TransAlta Massimiliano Parisi (KISTERS North America, 7777 Greenback Lane, Suite 209, Citrus Heights, CA 95610, (916) , Alexander Schwaigkofler (KISTERS AG, Industriestr. 51, Gröbenzell, Germany, ; German Mojica, P. Eng.3 TransAlta (3 TransAlta, th Ave. SW T2P 2M1 Calgary, Alberta, Canada, ; ) Due to the highly complex and cross-linked nature of hydro power plant operations, the use of spreadsheets by portfolio deployment managers to manage and maintain an overview of these operations has been troublesome. Often these managers find it difficult to reach the best decisions. This is where specialized Resource Optimization software tools have been of greatest help. The economic benefits of hydro power plant resource optimization are realized in terms of cost savings and increased profit per year through software-optimized decisions. Optimization with software tools can consider the complex interrelation between all factors (overall system structure, and environmental and governmental constraints, such as reservoir levels, maintenance, flood control, irrigation water, and energy price). Additionally, software optimization tools help minimize the negative effects of attrition of intellectual property when key personal leave an organization. This is an area where optimization software solutions can keep the company operating smoothly during the transition of personal, as well as increase profits. TransAlta headquartered in Calgary, Alberta, Canada, has implemented KISTERS BelVis ResOpt for optimization of their 800 MW Hydroelectric power plants on the Bow and the North Saskatchewan River Systems. BelVis ResOpt solves complex optimization problems using Mixed Integer Linear Programming (MILP) with the support of a commercial mathematical solver. The application has been setup to automatically provide day-ahead operation schedules to optimize for maximum benefit over time. Prior to using BelVis ResOpt, the water management engineers estimated the optimization results with the use of spreadsheets. This process was not only time consuming but did not guarantee the best possible solution. By switching to BelVis ResOpt users are now able to focus their attention on higher level tasks like scheduling decisions while the tool runs different analysis scenarios. 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 3

4 16:30 Jörg Rosenberg (Trianel, Aachen): Data-Mining im Zeitalter von Smart- Metern In immer mehr Haushalten gibt es Smart-Meter, die den Stromverbrauch viertelstündlich aufzeichnen. Der Vortrag zeigt, wie man solche Zeitreihen visualisieren, analysieren und interpretieren kann. Durch eine Clusteranalyse ist es z. B. möglich, Kundengruppen zu finden, die sich in ihrer Verbrauchsstruktur ähneln. 17:10 Ali Celik, Lars Ribjerg (CRISK, Solrød Strand, Denmark), Michael Pichler (e&t, Wien): Credit Risk Management in an Energy Company In the first part of the presentation Ali Celik will demonstrate: Credit Risk Management Basics. Advantages of a solid credit risk management tool. Supporting daily credit risk processes in C-Risk. Preparing for the future The second part of the presentation is devoted to e&t s approach to modelling the so called add-on factors. These are a core element of the credit risk exposure calculation and represent the price-risk component. Basically, an add-on factor for a certain lead-time t represents the percentage value that is with a certain (chosen) probability not exceeded by the relative increase of the value of the open credit exposure between now and t days in the future. e&t s modelling approach is based on parameter estimation in a sample of empirical realisations of (weighted) portfolio value increases (respectively add-on factors). 17:50 Valery A. Kholodnyi (Verbund, Wien): Modeling Energy American Options in the Non-Markovian Approach Modeling American options on energy spots, forwards and swaps in the Non-Markovian Approach Taking into account: daily, weekly, annual and meta-annual cyclical patterns, linear and nonlinear trends, upwards and downwards spikes, positive and negative prices The semilinear evolution equation for American options in the entire domain of the state variables and related nonlinear pricing semigroup Analytical subsolutions and supersolutions of the semilinear evolution equation for American options by the method of successive approximations Extracting market-implied forward-looking risk-neutral probability distributions Examples of the American options on crude oil, natural gas and power 19:00 ca. 22:00 Heuriger 10er Marie Ottakringer Str , 1160 Wien 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 4

5 Donnerstag, 7. Mai :30 Alexander Thuma, Rudolf Schneider (EXAA, Wien): Day ahead Viertelstunden-Auktion Seit vielen Jahren gibt es in der Energiebranche die Diskussion, dass der stündliche Handel an den Börsen Europas nicht mit den deutschen bzw. österreichischen Abrechnungsintervallen im Viertelstundentakt übereinstimmt. Durch den massiven Ausbau der erneuerbaren Erzeugungen und einer immer größeren Dezentralisierung im Energiebereich stiegen sowohl die Risiken in der Netzbewirtschaftung als auch die Kosten für Regelenergie. Auf Grund von immer deutlicheren Forderungen der Deutschen Bundesnetzagentur sowie der deutschen Übertragungsnetzbetreibern verstärkte auch die Branche den Druck auf die Strombörsen, vortäglich handelbare Viertelstundenprodukte anzubieten. Die EXAA hat als erster Marktplatz diesem Wusch entsprochen und ist bis heute die einzige Strombörse, die die Viertelstunden in den täglichen Spothandel integriert hat. Im Rahmen des ÖGOR- IHS workshops wollen wir von der Einführung des standardisierten Börsenhandels, über Nutzungsmöglichkeiten für Marktteilnehmer bis hin zu ersten Erfahrungen nach einem halben Jahr operativen Betrieb berichten. 09:10 Josefine Prewitz (ProCom, Aachen): Marktübergreifende Bewirtschaftung eines Kraftwerksportfolios bei kontinuierlichem Handel Um Kraftwerke wirtschaftlich erfolgreich zu betreiben, müssen Prozesse und die IT an die Dynamik der Märkte angepasst sein. Möglichkeiten für eine fortlaufende Bewirtschaftung bieten der Spot- und Intraday-Markt sowie die Nutzung physischer Flexibilität zum Positionsausgleich, als Handelsprodukt oder als Systemdienstleistung. Bessere Erlöse für die Anlagenbetreiber lassen sich erzielen, wenn die gesamte Flexibilität optimal genutzt wird. Die verschiedenen Marktchancen müssen dabei in einem performanten Prozess geprüft und verglichen werden. Im täglichen Betrieb fließen ständig neue Informationen zum Beispiel aktualisierte Prognosen und Verfügbarkeitsmeldungen, aber auch neue Handelspositionen aufgrund getätigter Gebote in die folgenden Optimierungsläufe ein. Planungen über alle kurzfristigen Vermarktungsstufen im Regelleistungs- und Spotmarkt, sowie eine kontinuierliche, geschlossene Optimierung des Kraftwerkseinsatzes müssen automatisiert und abgestimmt werden. Daraus folgen neue Herausforderungen an die Portfoliooptimierung. Basis für die mathematische Optimierung der Vermarktung bildet ein techno-ökonomisches Modell, welches die Erzeugungsanlagen und Speicher mit allen technischen Randbedingungen, aber auch Märkte und Bezugsverträge für Brennstoffe einschließt. Bereits geschlossene Geschäfte müssen als Restriktion für die weitere Vermarktungsplanung berücksichtigt werden. Eine Doppelvermarktung ist hierbei auszuschließen. Mit dynamischen Preisveränderungen und wechselnden Randbedingungen steigen die Anforderungen an das Datenmanagement. Ergebnisse müssen schnell und zuverlässig geliefert werden, um auch für den Intraday-Handel entsprechende Entscheidungsgrundlagen zu schaffen. Noch nach der letzten 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 5

6 Handelsmöglichkeit kann die Erbringung bis zum Zeitpunkt der Lieferung weiter optimiert werden. Nicht zuletzt müssen die Resultate nachvollziehbar und gegebenenfalls abrechenbar sein. Eine Echtzeit-Unterstützung durch IT-Systeme und Bündelung aller Informationen an zentraler Stelle sind also Voraussetzungen für bestmögliche Handelsentscheidungen zu jedem Zeitpunkt. 09:50: Coffee break auf Einladung des IHS Wien 10:15 Christoph Libisch (Poyry Wien): Betriebsoptimierung von Reservoirs unter Berücksichtigung saisonaler Klimaprognosen Die Nutzung wasserwirtschaftlicher Speichersysteme erfordert einen optimierten Betrieb der Anlagen. In der Literatur werden unterschiedliche Optimierungsalgorithmen und -verfahren zur Betriebsoptimierung von Reservoirs aufgelistet. Deren Verwendung und Implementierung in wasserwirtschaftlichen Systemen soll aus einer angewandten naturwissenschaftlichen Sichtweise dargestellt werden. Besonderer Fokus liegt auf dem Einsatz von Speicher-Optimierungs-Modellen für den operationellen Betrieb von Talsperren. Aufgrund von Unsicherheiten in der hydrologischen Zuflussprognose, die als wesentliche Eingangsvariable zur Optimierung des Speicherbetriebs dient, sind auch die Optimierungsergebnisse unsicher. Im - durch Optimierungsverfahren unterstützten - Betrieb der Anlagen werden damit laufend Entscheidungen unter Unsicherheit getroffen. Ansätze zum Umgang mit dieser Unsicherheit in der Einsatzplanung sollen für kurz- und langfristige Planungshorizonte gezeigt werden. Dabei soll insbesondere auch ein möglicher Mehrwert von saisonalen Klimavorhersagen für die langfristige Speichereinsatzplanung untersucht werden. 10:50 Elke Moser (e&t, Wien): Speicheroptimierung und Regelenergie- Optimierung einer Kette von Speicherkraftwerken Die optimale Bewirtschaftung eines Speicherkraftwerkes erfordert fundierte Modelle, die einerseits den mittelfristigen Zeithorizont, andererseits aber auch den kurzfristigen Zeithorizont von Week-Ahead bis hin zu Day-Ahead und Intraday abdecken. Des Weiteren stellt das Segment Regelenergie einen zunehmend interessanten Markt für den Stromhandel dar. Die Berechnung der Opportunitätskosten zur optimalen Anbotslegung, die Abschätzung der einhergehenden Risiken sowie die kosteneffiziente Umsetzung der Zuschläge in den Fahrplänen unter Berücksichtigung der zu erfüllenden Voraussetzungen stellen hier die Kraftwerkseinsatzoptimierung jedoch vor zusätzliche Herausforderungen. Wir präsentieren ein lineares Optimierungsmodell zur mittelfristigen Planung einer Wasserkraftwerkskette und stellen eine Methode vor, mit der diese mit der kurzfristigen Planung kommuniziert, sodass in allen Planungsstufen einheitliche Ziele verfolgt werden. Des Weiteren zeigen wir, was die Anforderungen von Regelenergieanboten in der Kraftwerkseinsatzplanung bedeuten, wie das präsentierte Model auch zur Abschätzung der Opportunitätskosten eingesetzt werden kann sowie welchen Mehrwert hier der Übergang von deterministischer auf stochastische Optimierung bringen könnte. 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 6

7 11:25 Michael Burkhardt (EnBW, Karlsruhe): Kurzfristige Kraftwerkseinsatzplanung unter Berücksichtigung von Unsicherheit in der Aktivierung von Systemdienstleistungen EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Durlacher Allee 93, Karlsruhe Ziel der kurzfristigen Kraftwerkseinsatzplanung ist es den operativen Betrieb der Erzeugungseinheiten zu bestimmen. Die geplante Erzeugungsmenge hängt dabei unter anderem von den Erwartungen an die Marktpreise und die Nachfrage sowie an die Erzeugung aus erneuerbaren Energien ab. Die Aktivierung von vorgehaltener Regelleistung muss insbesondere bei Wasserkraftwerken, die Systemdienstleistungen anbieten, berücksichtigt werden, da die in dem hydraulischen System vorhandene Energiemenge begrenzt ist. In dieser Arbeit wird ein Kraftwerkseinsatzplanungsmodell als mehrstufiges stochastisches Optimierungsproblem formuliert, das die Unsicherheit in der Aktivierung von Systemdienstleistungen berücksichtigt. Das Modell wird mit einem deterministischen Ansatz ohne Berücksichtigung von Unsicherheiten verglichen. Die stochastische Lösung führt dabei zu einem höheren Deckungsbeitrag als der deterministische Ansatz. Zusätzlich werden mit einer Sensitivitätsanalyse die Abhängigkeiten von den Eingangsdaten untersucht. 12:00 Vaska Dimitrova (EVN, Ma. Enzersdorf): Time Series Models for Intraday Prices The intraday electricity market plays an important role in creating an efficient energy market. It has grown in importance with the upsurge of renewable energy generation and the fluctuations of renewable power feed-in. This paper evaluates appropriate time series models for intraday electricity prices. It includes the investigation of an isolated variable effect via the assessment of the volatile impact of wind power feed-in. The stochastic behavior of the prices is studied, thus attention is dedicated to the removal of persistent deterministic components (trend, daily, weekly and annual cycles) in the price structure. The empirical results reveal three important patterns: 1) Wind power feed-in is related to the stochastic part of the intraday prices i.e ARMAX models are more suitable than ARMA and GARCH models in modeling intraday price paths. Furthermore, wind has a stronger effect on the stochastic part of the intraday prices. 2) Suitable models for intraday prices demand the inclusion of additional exogenous variables in explaining the stochastic component. A possible explanatory variable could be intraday cross-border capacity allocation. 3) Deseasonalization techniques and the removal of deterministic elements remain important for the study of the electricity prices i.e. a difference filter used within the ARIMA process cannot remove and add deterministic elements effectively. 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 7

8 Lagepläne und Anreise IHS Institut für Höhere Studien (Institute for Advanced Studies) Stumpergasse 56, 1060 Vienna, Austria Fax: Tel: Anreise ab Flughafen Wien: 6 und 36 Minuten nach der vollen Stunde CAT (Bahn) und U3 bis Zieglergasse (gesamt 41 Minuten) 5 und 35 Minuten nach der vollen Stunde Bus 1187 zum Westbahnhof (gesamt 55 Minuten) Weitere Verbindungen siehe Anreise ab Bahnhof Meidling: U6 bis Westbahnhof Anreise ab Hauptbahnhof: bis Stephansplatz, dann U3 bis Zieglergasse U1 Parkgaragen: Heuriger (Mittwoch 19:00) Heuriger 10er Marie Ottakringer Str Tel: ++43 (0) Fax: ++43 (0) U3 bis zur Endstation Ottakring, danach 3 Minuten zu Fuß. Straßenbahnlinie 2 Haltestelle Johann-Krawanik-Gasse oder Ottakringer Str./Erdbrustgasse Schnellbahnlinie S45 (945) 10.ÖGOR-IHS AK Mathematische Ökonomie und Optimierung in der Energiewirtschaft Seite 8

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