Titelaufnahme

Titel
Model-based analysis of generation resource adequacy in energy-only markets / by Hamid Aghaie Moghanjooghi
VerfasserAghaie Moghanjooghi, Hamid
Begutachter / BegutachterinHaas, Reinhard
ErschienenWien, 2016
UmfangXXII, 132 Seiten : Diagramme
HochschulschriftTechnische Universität Wien, Dissertation, 2017
Anmerkung
Zusammenfassung in deutscher Sprache
SpracheEnglisch
DokumenttypDissertation
Schlagwörter (EN)Supply Security / Effective Competition / Capacity Mechanisms / Electricity Market
URNurn:nbn:at:at-ubtuw:1-94865 Persistent Identifier (URN)
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Model-based analysis of generation resource adequacy in energy-only markets [3.16 mb]
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Zusammenfassung (Deutsch)

Elektrizität ist eine undifferenzierte Ware mit begrenzter Lagerfähigkeit, geringer Nachfrageelastizität und starken saisonalen Schwankungen. Alle Energieerzeuger müssen ungeachtet der zugrundeliegenden Erzeugungstechnologien auf Basis ihrer kurzfristigen Grenzkosten auf dem Strommarkt bieten, was es für die teuersten Produzenten (z.B. Gaskraftwerkbetreiber) besonders schwierig macht ihre Kapitalkosten wiederzuerlangen. Dies führt dazu, dass weniger Anreize für Investitionen in neue Kapazitäten vorhanden sind, was wiederum zu einem Problem im Sinne der Ressourcenadäquanz führt. In der Fachliteratur werden zwei Hauptgründe für das Problem der Ressourcenadäquanz in Elektrizitätsmärkten genannt. Erstens, politische und regulatorische Interventionen (z.B. Preisobergrenzen, zeitlich begrenzte Perioden mit Mangelwarenpreisen) führen zu einem hohen Risiko für Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten. Zweitens, der zunehmende Anteil von erneuerbaren Energieerzeugung (renewable energy resources, RES) mit sehr niedrigen Grenzkosten führt zu niedrigeren Belastungsfaktoren und weniger Einkommen für konventionelle Erzeuger, niedrigere Durchschnittspreise und weniger häufige Mangelwarenpreise und schließlich mehr Bedarf an Backup-Kapazitäten, um Diskontinuitäten in der Erzeugen ausgleichen zu können. Die wichtigste Frage, die diese Studie beantworten soll, ist, wie ein rein energiebasiertes Marktdesign (energy-only market, EOM) die langfristige Ressourcenadäquanz auf dem deutschen Strommarkt sicherstellen kann. Im Anschluss an die Hauptforschungsfrage befasst sich diese Studie mit den politischen und praktischen Auswirkungen solcher Energiemärkte, indem sie die Auswirkungen von Investitionsrisikos, Demand-Response (DR) und Preisobergrenzen auf die langfristige Erzeugungsadäquanz bewertet und eine wirtschaftlich optimale Energiereserve für den deutschen Markt abschätzt. Zur Lösung der angesprochenen Probleme schlägt diese Studie ein stochastisches, dynamisches EOM-Modell vor, um Ressourcenadäquanz bezüglich Wirtschaftlichkeit und Zuverlässigkeit auf dem deutschen Energiemarkt zu bewerten. Das vorgeschlagene Modell analysiert die Bedingungen für Ressourcenadäquanz auf Basis der Simulation von Unsicherheiten sowohl auf der Erzeugungs- als auch der Nachfrageseite. Eine Monte-Carlo-Analyse über eine große Zahl an Szenarien mit unterschiedlichen Erzeugungs- und Lastbedingungen wurde implementiert, um ein breites Spektrum an möglichen Folgen hinsichtlich Wirtschaftlichkeit und Zuverlässigkeit abdecken zu können. Außerdem wird ein stochastisches Optimierungsverfahren vorgeschlagen, um risikoneutrale und risikoscheue Investitionspläne für neue Erzeugungskapazitäten basierend auf Schätzungen deren Profitabilität erstellen zu können. Die präsentierten Ergebnisse stellen die in Zukunft erwarteten Bedingungen für eine langfristige Ressourcenadäquanz im deutschen Energiemarkt dar. Die Energiereservemenge mit der höchsten Wirtschaftlichkeit wird für den deutschen Energiemarkt auf 6.5\% der Spitzenlast geschätzt. Das bedeutet, dass ein EOM mit einer Energiereservemenge von 6,5\% die langfristige Ressourcenadäquanz in Deutschland sicherstellen würde. Falls die politischen Entscheidungsträger allerdings in erster Linie Risiken vermeiden wollen und unwahrscheinliche Lastabwurfszenarien ausschließen wollen, würde sich der notwendige Energiereservemenge gegenüber dem optimalen Wert erhöhen. Allerdings zeigen die Ergebnisse, dass die Ableitung der Gesamtkostenfunktion rund um diesen Wert flach ist und eine Erhöhung der Energiereserven von 6.5\% auf 8\% nur zu einem Anstieg der Gesamtsystemkosten von 7\% (etwa 26 Mio. \euro/Jahr) führen würde. Diese zusätzlichen Kosten können als Kosten für die Implementierung eines Kapazitätsmechanismus (z.B. als strategische Reserve), unter Verwendung von verfügbaren oder neuen Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken (CCGT), interpretiert werden. Die Ergebnisse zeigen, in Falle der Verfügbarkeit der optimalen Energiereservemenge und einem RES-Anteil von 20\% auf dem deutschen Markt, beträgt die gesamte jährliche DR-Abrufzeit 29 Stunden, die maximale DR-Abrufzeit pro Tag 5 Stunden und die maximal per DR zur Verfügung gestellte Energiemenge sind 1.760 MWh/Tag. Das bedeutet, dass jegliche Einschränkung von DR-Abrufen unter diese Werte einen Ressourcenadäquanzwert von weniger als 100\% für DR zur Folge hat. Die aus ökonomischer Sicht optimale DR-Kapazität hängt von fünf Faktoren ab: installierte Erzeugungskapazität, Durchdringungsgrad von DR, Bereitstellungs- und Festkosten für DR, Preisobergrenzen sowie der Anteil an RES. Bei einem Anstieg des Anteils von RES von 30\% auf 50\% würde das durchschnittliche optimale Volumen der wirtschaftlichen DR-Kapazität 5 GW auf 10 GW steigen. Im Falle von 50\% Erzeugung aus RES würde die durchschnittliche optimale Kapazität der Notfall-DR mit dem Versandpreis von 500 \euro / MWh etwa 15 GW betragen, bei einer Bereitstellungsspanne für DR von 135 Stunden.

Zusammenfassung (Englisch)

Electricity is an undifferentiated commodity with a limited storage capability, low demand elasticity and wide seasonal variations. All producers with a wide range of generation technologies have to bid based on their short-term marginal cost at the electricity market, which makes it particularly difficult for most expensive producers such gas-fired power plants to recover their capital costs. This issue causes fewer incentives for investment in new capacity, which in turn leads to a resource adequacy problem. The literature specifies two main reasons for this problem. First, political and regulatory interventions such as price caps and a limited duration of scarcity prices result in a high risk of investment in new generation capacity. Second, the increasing share of variable renewable (RES) with very low marginal costs leads to lower load factors and less revenue for conventional generators, lower average prices and less frequent scarcity prices, and finally, more need for backup capacity to mitigate their intermittent nature. The main question this study is meant to answer is how an energy-only market (EOM) design can ensure the long-term resource adequacy in the German electricity market. Following the main research question, this study addresses policy and practical implications of EOM by evaluating the impact of investment risk, demand response (DR) and price caps on the long-term generation adequacy and estimating an economically optimal reserve margin. In this study, a probabilistic framework is proposed to evaluate the long-term dynamics of generation capacity expansion from both economic and reliability aspects. The proposed model evaluates resource adequacy by estimating the probability distributions of generation availability and load uncertainty. A Monte Carlo analysis over a large number of scenarios with varying demand and supply conditions is implemented in order to examine a full range of potential economic and reliability outcomes. Then, a stochastic optimization framework is proposed to find the risk-neutral and risk-averse investment in new generation capacity by estimating the expected profitability of new capacity during its lifetime. The obtained results represent the expected long-term resource adequacy condition in the German EOM. The risk-neutral economically optimal reserve margin in this market is estimated at 6.5\% of peak load. Therefore, an EOM with reserve margin of 6.5\% will ensure the long-term resource adequacy in Germany. However, if policymakers have strong risk-averse preferences and do not tolerate any low-probability load shedding events, the mandatory reserve margin will be higher than the optimal one. Findings prove that the derivative of total generation expansion costs around the optimal reserve margin is low and an increase in the reserve margin from 6.5\% to 8\% would result in a mere 7\% increase in annual expansion costs (approximately 26 million \euro/year). This additional cost can be interpreted as the cost of implementing a capacity mechanism such as strategic reserves by using existing or new combined-cycle gas-turbine (CCGT) plants. Results show that in presence of the optimal reserve margin and 20\% share of variable RES in the German market, the total annual DR call is 29 hours, the maximum DR call per day is 5 hours and the maximum amount of energy provided by DR per day is 1,760 MWh/day. This means that any restriction on DR dispatch which is lower than these values will result in a resource adequacy value of less than 100\% for DR. The amount of the economically optimal DR capacity to ensure resource adequacy depends on five main factors: installed generation capacity, DR penetration level, DR dispatch price and fixed cost, price cap, and the share of variable RES in the market. By increasing the share of variable RES from 30\% to 50\%, the average optimal volume of economic DR capacity increases from 5 GW to 10 GW. In the presence of 50\% generation from variable RES, the average optimal capacity of emergency DR with the dispatch price of 500 \euro/MWh amounts to 15 GW with the DR call period of 135 hours.