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Market-based redispatch in zonal electricity markets 1

Lion HirthIngmar Schlecht

Strategic Inc-Dec Bidding

Market-based redispatch in zonal electricity markets


Update next week

https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=3286798


Dieser Vortrag

Inhalt des Vortrags

• Gebotsverhalten bei Kombination von Spot- mit Redispatchmarkt

• Angewandte Spieltheorie

Nicht Inhalt des Vortrags

• Vor- und Nachteile von regulatorischem Redispatch

• Vor- und Nachteile von marktbasiertem Redispatch


Inc-dec gaming: Das Prinzip von strategischem Bieten

Unser Modell eines Redispatchmarkts

• Erst ein (zonaler) Spotmarkt, dann ein (nodaler) Redispatchmarkt (RDM)

• Freiwillige Teilnahme, uniform pricing, keine Marktmacht

• Zwei Knoten: „Norden“ mit Überangebot und „Süden“ mit Knappheit

• Eine einzelne Stunde

Erzeuger im Norden: Strategie

• Antizipieren, dass sie für Runterregeln bezahlt werden – wenn sie erzeugen

• Bieten unter Grenzkosten, um zu produzieren → engpassverstärkend

• Gebotsstrategie: erst Erzeugung überhöhen (increase), dann herunterfahren (decrease)

Erzeuger im Süden: Strategie

• Antizipieren, dass sie für Hochregeln bezahlt werden – wenn sie können

• Bieten über Grenzkosten („halten Kapazität zurück“) → engpassverstärkend


Das Modell

Coal North Natural gas SouthWind NorthDiesel

N

2010 4030 6050 70 GW

Variable cost (€/MWh)

10

20

70

60

50

40

30

N

S

Wind,Coal,Diesel

Nat gas

𝑃𝑚𝑎𝑥 =30 𝐺𝑊


Regulatorischer Redispatch


Spotmarkt

Load 50 GW

𝑃𝑆𝑝𝑜𝑡 = 50 €/𝑀𝑊ℎ

10

20

70

60

50

40

30


N

2010 4030 6050 70 GW

Bids (€/MWh)

Implies 40 GW line flow: infeasible


Regulatorischer Redispatch

Load 50 GW


10

20

70

60

50

40

30


N

2010 4030 6050 70 GW

€/MWh

DownwardRD

UpwardRD

Line flow reduced to 30 GW


Ohne Antizipation


Marktbasierter Redispatch (ohne Antizipation)

10 GW

𝑃𝑅𝐷𝑆 =

60 €/𝑀𝑊ℎ

Demand for upward RD 10 GW

South

Undispatchednatural gas S

€/MWh

10

20

70

60

50

40

30

10

20

70

60

50

40

30

2010 4030 GW

North

𝑃𝑅𝐷𝑁 = 30 €/𝑀𝑊ℎ

Payment from generator to TSO€/MWh

Demand for downward RD 10 GW

Coal North Wind North


Mit Antizipation


Spotmarkt (mit Antizipation)

Load 50 GW


Coal N Natural gas SouthCoal N

€/MWh

10

20

70

60

50

40

30

2010 4030 6050 70 GW

DieselN


Spotmarkt (mit Antizipation): Optimale Gebotsstrategien

Load 50 GW


Coal N Natural gas SouthCoal N

€/MWh

10

20

70

60

50

40

30

2010 4030 6050 70 GW

Overbidding

Under-bidding

All remaining generation in the North (coal and diesel) bid 30 €/MWh, anticipating that this is how much they

would need to pay the TSO to redispatch them down

Cheaper naturalgas bids 60 €/MWh,

anticipating that this is how much they could

earn (opportunity)

More expensive natural gas bid

own variable cost

Wind bids true variable costs (1 €/MWh) as this will guarantee

dispatch and bears no risks

Cheap coal plants bid true variable cost

DieselN

Implies 45 GW line flow


Marktbasierter Redispatch (mit Antizipation)

Demand for upward RD 15 GW

𝑃𝑅𝐷𝑆 = 60 €/𝑀𝑊ℎ

Undispatched nat gas S

South

10 GW

€/MWh

10

20

70

60

50

40

30

20

10

20

70

60

50

40

30

2010 4030 GW

North

𝑃𝑅𝐷𝑁 = 30 €/𝑀𝑊ℎ

Payment from generator to TSO€/MWh

Demand for downward RD 15 GW

Coal North Wind North

DieselNorth


Konsequenzen der Inc-Dec-Bietstrategie

Engpassverstärkendes Verhalten• Erhöhung der Redispatch-Volumina

Windfall profits• Gewinne der Kraftwerksbetreiber steigen

Finanzielle Märkte verlieren Basis• Anstatt Spot wird der Redispatchmarkt erlösrelevant

• Hedging durch Futures auf Spot-Basis nicht mehr möglich

Falsche Investment-Anreize• Anreiz zum Bau von „Geisterkraftwerken“ im Norden, die nie produzieren

Zwei Marktstufen mit unterschiedlicher räumlicher Auflösung: Inkonsistent• Rückkopplungen: Spot ist nicht unabhängig vom nachgelagertem Redispatchmarkt


Voraussetzungen für Inc-dec

Keine Marktmacht notwendig• Arbitrage-Strategie, die auch für atomistische Akteure durchführbar ist

• Selbst wenn der Markt neue Akteure anzieht verhindert dies nicht strategische Gebote

Nicht Rechtswidrig• Akteure preisen lediglich Opportunitäten ein – ähnlich wie bei Regelenergie

• Keine Verletzung von Bilanzkreispflichten

• Selbst wenn durch Algorithmen identifizierbar, könnte man nicht einfach sanktionieren

Betrifft alle Formen des marktbasierten Redispatch• Lasten können ebenfalls strategisch bieten

• Auch Flex-Märkte, auch im Verteilnetz, auch mit Rückfall auf kostenbasierten RD

• Gebotspreisverfahren (pay-as-bid) löst Probleme nicht

Ein Mindestmaß an Vorhersehbarkeit der Engpässe erforderlich• Aktuell in Deutschland: gute Vorhersehbarkeit dank struktureller Engpässe

• Jeder Abruf bedeutet eine Chance zu lernen –8760 Gelegenheiten pro Jahr


AP6Quantifizierung

Q3/2019

AP7Empfehlungen

Q3/2019

BMWi-Vorhaben “Beschaffung von Redispatch”

https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/zusammenspiel-von-markt-und-netz-im-stromsystem.pdf?__blob=publicationFile&v=10

https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/konzepte-fuer-redispatch.pdf?__blob=publicationFile&v=6


Zen Asian Kitchen

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