The thesis is structured as follows. Section 2 gives an overview of the current electricity market design and Section 3 integrates the balancing market in the framework and presents the economical and technical conditions, including the relevant design variables. Section 4 describes the benefits from cross-border coordination in reserve markets and introduces possible integration models. Within Section 5, model requirements are formulated and one suitable model is selected. Section 6 presents the selected methodology and Section 7 gives the obtained case study. Section 8 evaluates the model and discusses the proposed expansion involving the flow-based approach. Lastly, Section 9 concludes and gives further research prospects.
European electricity markets have changed profoundly in the last decades. In national markets increased deregulation and privatization have accompanied the decoupling of transmission, distribution and generation activities. Simultaneously, markets in Europe are becoming more interconnected and harmonized. Until now, the focus was primarily set on the harmonization and integration of spot and forward markets. Nonetheless, the short-term regulation of flexible short-term operating reserves within the balancing market is gaining attention in academia and industry, especially due to the increased penetration of intermitted renewables, which leads to more short-term deviation in the power grid and hence to operational uncertainty.
Corresponding to the zonal nature of the European power market, today’s operating reserve markets are mainly organized on a national level. Within a European cross-border balancing market, however, Transmission System Operators could coordinate their balancing activities with other control areas. Such cross-border balancing markets increase social welfare and operational reliability, since the amount of reserves required could be decreased through spatial smoothing of imbalances and the costs of reserve procurement and activation can be reduced.
Nevertheless, cross-border reserve markets are constrained by the available cross-border transmission capacity. Therefore, a challenging issue is to account properly for network constraints, especially within the procurement of reserves, which happens before real-time and under uncertainty as neither the remaining cross-border capacity nor the activation status of the procured reserves is known.
Inhaltsverzeichnis
1. Introduction
2. Current electricity market design in Europe
2.1 Forward and future market
2.2 Day-ahead market
2.3 Intra-day market
2.4 Balancing market
3. Operating reserve market design in continental Europe
3.1 Power-frequency control by the TSO
3.2 Operating reserve types and technical conditions
3.3 Economic conditions
3.4 Operating reserve planning
4. Cross-border coordination in reserve markets
4.1 Benefits of cross-border reserve markets
4.2 Principal options for reserve market coordination
4.3 Current practice in Europe
4.4 Cross-border capacity reservation
5. Design framework for the incorporation of network constraints in cross-border balancing markets
5.1 Design space determination
5.1.1 Operating reserve type
5.1.2 Operating reserve scheduling
5.1.3 Integration model and cross-border transmission capacity reservation approach
5.2 Model selection
6. Methodology
6.1 Model assumptions
6.2 Model structure
6.3 Theoretical model formulation
6.3.1 Stage 1: day-ahead energy market
6.3.2 Stage 2: day-ahead reserve procurement
6.3.3 Stage 3: real-time reserve activation
7. Model calibration
7.1 Case study and data validation
7.2 Results
7.2.1 Generation cost and system reliability
7.2.2 Generation and reserve scheduling
7.2.3 Generation utilization of transmission capacity
8. Critical examination and continuation
8.1 Model evaluation
8.2 Model extension proposition
8.3 Available Transfer Capacity
8.4 Flow-Based Market Coupling implementation
8.4.1 FBMC parameters
8.4.2 Expected outcome and conceivable challenges
9. Conclusion and further research perspectives
Zielsetzung & Themen
Das Hauptziel dieser Arbeit ist die Entwicklung eines Modells zur Integration von Netzengpässen in die grenzüberschreitende Beschaffung von Regelreserve. Die Forschungsfrage untersucht, wie durch eine verbesserte Koordinierung der Regelenergiemärkte unter Berücksichtigung von Übertragungskapazitäten die Systemkosten gesenkt und die Versorgungssicherheit erhöht werden können.
- Analyse und Harmonisierung des europäischen Strommarkt-Designs.
- Untersuchung von Koordinierungsoptionen für grenzüberschreitende Regelenergiemärkte.
- Modellierung der Netzengpassintegration in die Reservebeschaffung mittels Unit-Commitment-Ansätzen.
- Evaluation von Marktkopplungsmechanismen wie ATC und Flow-Based Market Coupling (FBMC) in Zentralwesteuropa.
Auszug aus dem Buch
3.1 Power-frequency control by the TSO
In addition to the provision of network infrastructure for the electricity transport, one of the main tasks of TSOs is to provide ancillary services in order to safeguard the power supply system. Amongst these system services, the so-called performance-frequency control stands out, not only because of its technical complexity, but also because of the significant cost-relevance and the interactions with electricity generation and electricity distribution.
The stable operation of the power supply system implies that the power balance of feed-ins, withdrawals and losses in the overall system is balanced at all times or is returned to the equilibrium state after deviations within a few seconds. Excessively injected power cannot be stored directly as such, unlike within a gas supply network. In general, indirect storage, for example by pumping water from a basin into pumped storage plants or by other storage techniques, is possible. In the present power supply system, however, such procedures are rarely implemented. Therefore, all participants in the power supply system rely on a permanent supervision of the power balance and suitable regulation in case of a deviation. In order to do so, the control systems must have access to controllable feed-ins or consumption devices.
From a technical viewpoint, the performance balance is guaranteed by maintaining the net frequency within a narrow band around the target value of 50 Hz. Due to several unforeseeable factors such as forecast deviations of renewable energies caused by weather, technical disturbances in the transmission or distribution grid or power plant outages, imbalances cannot be avoided by precise forward planning. Therefore the active continuous regulation of the power balance is absolutely necessary for the supply system stability and resides with the TSOs. Hereby, every TSO manages one control area by continuously deploying and coordinating operating reserves. This concept of centrally organized control responsibility by the TSO has proven to be the only practice-oriented and efficient approach, as it requires far less control engineering and control reserves than the theoretically conceivable concept of regulatory responsibility within individual utilities.
Zusammenfassung der Kapitel
1. Introduction: Die Einleitung erläutert die Bedeutung der Regelenergiemärkte im Kontext der europäischen Strommarktintegration und beschreibt das Ziel der Arbeit, netzbedingte Einschränkungen in die grenzüberschreitende Reservebeschaffung zu integrieren.
2. Current electricity market design in Europe: Dieses Kapitel gibt einen Überblick über die Struktur der europäischen Strommärkte und die historische Entwicklung der Liberalisierung sowie die verschiedenen zeitlich gestaffelten Handelsplattformen.
3. Operating reserve market design in continental Europe: Hier werden die technischen und ökonomischen Grundlagen der Regelreserve beschrieben, einschließlich der verschiedenen Reservearten und der Rolle der Übertragungsnetzbetreiber bei der Frequenzregelung.
4. Cross-border coordination in reserve markets: Das Kapitel analysiert die Vorteile der grenzüberschreitenden Koordinierung von Regelenergiemärkten und stellt verschiedene Integrationskonzepte wie Imbalance Netting oder Reserve Sharing vor.
5. Design framework for the incorporation of network constraints in cross-border balancing markets: Es werden die Anforderungen an ein Modell zur Integration von Netzengpässen definiert, der Entwurfsraum bestimmt und ein geeigneter methodischer Ansatz ausgewählt.
6. Methodology: Dieses Kapitel erläutert die methodische Modellierung des Day-Ahead-Energiemarktes, der Reservebeschaffung und der Echtzeit-Aktivierung unter verschiedenen Koordinationsszenarien.
7. Model calibration: Anhand einer Fallstudie für das zentralwesteuropäische Stromsystem werden die Leistungsfähigkeit des Modells validiert und die Ergebnisse hinsichtlich Kosten und Zuverlässigkeit diskutiert.
8. Critical examination and continuation: Die Ergebnisse werden kritisch hinterfragt, wobei insbesondere die Herausforderungen der Flow-Based Market Coupling-Implementierung und Modellgrenzen hervorgehoben werden.
9. Conclusion and further research perspectives: Die Arbeit schließt mit einer Zusammenfassung der Erkenntnisse zur Kostenreduktion durch grenzüberschreitende Reservekoordinierung und gibt Ausblicke auf zukünftigen Forschungsbedarf.
Schlüsselwörter
Regelenergiemarkt, Übertragungsnetzbetreiber, Strommarktintegration, Netzengpassmanagement, Reservebeschaffung, Day-Ahead-Markt, Frequenzregelung, Versorgungssicherheit, Cross-Border-Koordinierung, Flow-Based Market Coupling, Strommarkt-Design, Operative Reserve, Systemstabilität, Stromnetze, Kapazitätsreservierung.
Häufig gestellte Fragen
Worum geht es in dieser Arbeit grundsätzlich?
Die Arbeit untersucht die Integration von Netzengpässen in die grenzüberschreitende Beschaffung von Regelreserven innerhalb der europäischen Strommärkte, um Kosten zu senken und die Systemzuverlässigkeit zu optimieren.
Was sind die zentralen Themenfelder der Arbeit?
Die Themen umfassen die Ausgestaltung von Regelenergiemärkten, Methoden der grenzüberschreitenden Koordinierung, die mathematische Modellierung von Strommärkten und die Auswirkungen von Netzengpässen auf die Reservebeschaffung.
Was ist das primäre Ziel oder die Forschungsfrage?
Das Ziel ist die Entwicklung eines Modells, das die Vorteile grenzüberschreitender Reservekoordinierung quantifiziert und zeigt, wie physikalische Netzgrenzen bei der Planung berücksichtigt werden können.
Welche wissenschaftliche Methode verwendet die Arbeit?
Die Autorin nutzt einen Unit-Commitment-Modellierungsansatz (UC-Modell), um die Kostenminimierung unter Berücksichtigung von Kraftwerkseinsatzplänen und Netzrestriktionen für das zentralwesteuropäische Stromsystem zu simulieren.
Was wird im Hauptteil behandelt?
Der Hauptteil analysiert die aktuelle Marktgestaltung, diskutiert verschiedene Koordinationsszenarien von "unkoodiniert" bis "voll koordiniert" und evaluiert die Ergebnisse einer Fallstudie für das Jahr 2013.
Welche Schlüsselwörter charakterisieren die Arbeit?
Kernbegriffe sind Regelenergiemarkt, Netzengpassmanagement, grenzüberschreitende Reservebeschaffung, Strommarktintegration und Flow-Based Market Coupling.
Welchen Einfluss haben Netzengpässe auf die Reservebeschaffung?
Die Arbeit zeigt, dass Netzengpässe die real verfügbare Reserve einschränken; eine rein auf ökonomische Optimierung ausgerichtete Beschaffung ohne Berücksichtigung der physikalischen Netzgrenzen kann zu Ineffizienzen und Versorgungsengpässen führen.
Warum ist das "Flow-Based Market Coupling" (FBMC) von Bedeutung?
FBMC wird als potenzielle Weiterentwicklung diskutiert, da es im Vergleich zum klassischen ATC-Ansatz die physikalischen Netzcharakteristiken besser abbildet und somit effizientere Handelsmöglichkeiten und eine bessere Preisconvergence ermöglicht.
- Arbeit zitieren
- Pavlina Popova (Autor:in), 2017, A harmonized European electricity balancing market. Incorporation of congestion management into cross-border reserve procurement, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/368020
