Analysis of market-based redispatch for the example of the German bidding zone

Abstract: Der Übergang zu einem nachhaltigeren Energiesystem in Europa führt zu einem zunehmenden Ausbau der variablen erneuerbaren Energien, wodurch das Engpassmanagement im Übertragungsnetz komplizierter wird.Obwohl das Problem der Netzengpässe nicht auf ein bestimmtes Land beschränkt ist, stellt es für die deutsche Energiewende ein großes Problem dar. Die Hauptgründe dafür sind der verzögerte Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland, der geplante Ausstieg aus der Kohleverstromung und die steigenden Redispatch-Kosten.

Der derzeitige Redispatch-Beschaffungsmechanismus folgt einem kostenbasierten Redispatch, der ausreichend Kapazitäten für den Redispatch zur Verfügung stellt. Allerdings steht dies im Widerspruch zur europäischengesetzgebung im Bereich der Elektrizität, die im Allgemeinen marktbasierte Lösungen unterstützt.

Der Schwerpunkt dieser Arbeit liegt auf der Untersuchung der Auswirkungen von marktbasiertem Redispatch in der deutschen Gebotszone. Die Arbeit ist unterteilt in drei Forschungsfragen, die in drei einzelnen Kapiteln vorgestellt werden.

Die erste Forschungsfrage untersucht, wie sich die Einführung eines marktbasierten Redispatch in Deutschland auf Redispatch-Volumen und -Kosten auswirkt. Unter Verwendung des Simulationsframeworks flexABLE werden kostenbasierte Redispatch- und marktbasierte Redispatch-Beschaffungsmechanismen implementiert und untersucht. Die Ergebnisse der kostenbasierten Redispatch-Simulationen werden mit historischen Redispatch-Daten aus den Jahren 2016-2019 verglichen. Die Simulationsergebnisse für kosten- und marktbasierte Redispatch-Beschaffungsmechanismen zeigen höhere Redispatch-Kosten bei einem marketbasierten Redispatch.

Die zweite Forschungsfrage untersucht die potenzielle Manipulation eines Redispatch-Marktes, beschränkt auf das ``increase-decrease gaming''. Zu diesem Zweck werden Gebotsstrategien unter Berücksichtigung von Netzüberlastungen formuliert und ``congestion anticipating agents'' in das flexABLE-Framework integriert. Fünf verschiedene Modellkonfigurationen mit unterschiedlicher Anzahl von antizipierenden Agenten werden simuliert, um die Auswirkungen des strategischen Verhaltens (increase-decrease gaming) unter dem marktbasierten Redispatch-Regime zu quantifizieren. Die Ergebnisse der Simulationen zeigen, dass increase-decrease gaming möglich ist und zu einem Anstieg der Redispatch-Volumen und -Kosten führen würde.

Ein wesentliches Argument für die Einführung eines marktorientierten Redispatch ist die Ermöglichung der Beteiligung kleinerer Erzeugungseinheiten und Prosumer an der Entlastung des Netzes. Die dritte Forschungsfrage konzentriert sich auf die Quantifizierung der Auswirkungen dezentraler Energieressourcen auf das Netzengpassmanagement, insbesondere auf die Redispatch-Kosten und -Volumen. Aus diesem Grund wird ein gemischt-ganzzahliges lineares Problem formuliert und mit dem flexABLE-Framework gekoppelt, um die verfügbare Flexibilität der Prosumer zu quantifizieren. Das Modell wird verwendet, um die Auswirkungen der Integration der dezentralen Ressourcen auf die Redispatch-Volumen und -Kosten in den drei simulierten Jahren 2019, 2025 und 2030 zu bewerten. Die Ergebnisse zeigen, dass die Integration der Prosumer-Flexibilität das Redispatch-Volumen und die damit verbundenen Kosten deutlich senkt.

Außerdem spielt die erhöhte Flexibilität eine Rolle bei der Eindämmung des möglichen strategischen Verhaltens konventioneller Kraftwerke auf Redispatch-Märkten. Die Ergebnisse zeigen, dass ein Ausbau des Übertragungsnetzes zur Verringerung der Redispatch-Volumen und -Kosten erforderlich ist. Die Ergebnisse zeigen, dass die räumliche Verteilung, die Netztopologie und die komplexen Abhängigkeiten innerhalb des Systems eine Rolle bei der Beeinflussung möglicher Manipulationen spielen.

Die Arbeit trägt zur laufenden politischen Diskussion über verschiedene Redispatch-Beschaffungsmechanismen in liberalisierten Strommärkten bei. Außerdem bietet sie einen robusten Simulationsframework für Energie-Modellierende, der auf Open-Source-Daten basiert, um Strommärkte zu modellieren und das Engpassmanagement zu analysieren
Abstract: The European transition to a more sustainable power system leads to increased penetration of variable renewable resources, thus complicating grid congestion management. Although network congestion is not limited to a particular country, it poses a major concern for the German energy transition. The main reasons are Germany's delayed transmission network expansion, the planned phase-out of coal-fired power plants, and increasing redispatch costs.

The current redispatch procurement mechanism follows a cost-based redispatch regime, ensuring enough available redispatch capacities. Nevertheless, it is considered against the ``pro-market'' attitude and the European electricity legalization that generally supports market-based solutions.

This work focuses on analyzing the impacts of implementing a market-based redispatch in the German bidding zone. The work in this thesis is divided into three research questions presented in three individual chapters.

The first research question investigates how introducing a market-based redispatch in Germany affects redispatch volumes and costs. Using the flexABLE simulation framework, cost-based redispatch and market-based redispatch procurement mechanisms are implemented and examined. The results of the cost-based redispatch simulations are compared to historical redispatch data from 2016-2019. The simulation results for cost- and market-based redispatch procurement mechanisms show higher redispatch costs under a market-based redispatch regime.

The second research question investigates the potential manipulation of a redispatch market, limited to increase-decrease gaming. To this end, bidding strategies considering network congestion are formulated, and ``congestion anticipating agents'' are added to the flexABLE framework. Five different model setups with a different number of anticipating agents are simulated to quantify the effects of strategic behavior under the market-based redispatch regime. The simulation results show that increase-decrease gaming is possible and would increase redispatch volumes and costs.

A major argument favoring implementing a market-based redispatch is allowing smaller generation units and prosumers to participate in relieving grid congestion. The third research question focuses on quantifying the impact of distributed energy resources in grid congestion management, namely redispatch cost, and volumes. To this end, a mixed integer linear problem is formulated and coupled with the flexABLE framework to quantify the prosumers' available flexibility. The model is used to assess the impact of integrating the distributed resources on redispatch volumes and costs across three simulated years 2019, 2025, and 2030. The results indicate that integrating prosumer flexibility significantly reduces redispatch volumes and associated costs.

Moreover, the increased flexibility demonstrates a role in mitigating possible conventional power plants' strategic behavior in redispatch markets. The results show the importance of expanding the transmission network to reduce redispatch volumes and costs. The findings highlight the role of spatial distribution, network topology, and complex interdependencies within the system in affecting potential manipulation.

The thesis contributes to the ongoing political discussion on different redispatch procurement mechanisms in liberalized electricity markets. It provides a robust simulation framework for energy modelers based on open-source data to model electricity markets and analyze congestion management

Object Details

• Location: Deutsche Nationalbibliothek Frankfurt am Main
• Extent: Online-Ressource
• Language: Englisch
• Notes: Universität Freiburg, Dissertation, 2024

Classification and Topics

• Classification: Natürliche Ressourcen, Energie und Umwelt
• Keyword: Elektrizitätsmarkt ; Konzeption ; Elektrizitätsversorgung ; Deutschland

Contributors, Places and Time

• Event: Veröffentlichung
• (where): Freiburg
• (who): Universität
• (when): 2024
• Creator: Qussous, Ramiz Haidar Salim
• Contributor: Weidlich, Anke ; Weidlich, Anke ; Wittwer, Christof ; Albert-Ludwigs-Universität Freiburg. Professur für Technologien der Energieverteilung ; Albert-Ludwigs-Universität Freiburg. Institut für Nachhaltige Technische Systeme ; Albert-Ludwigs-Universität Freiburg. Fakultät für Angewandte Wissenschaften

Further information

• DOI: 10.6094/UNIFR/255722
• URN: urn:nbn:de:bsz:25-freidok-2557229
• Rights: Open Access; Der Zugriff auf das Objekt ist unbeschränkt möglich.
• Last update: 25.03.22025, 1:51 PM CET