Hydro-Thermal Multi-Market Optimization
Master thesis
View/ Open
Date
2019Metadata
Show full item recordCollections
- Institutt for elkraftteknikk [2565]
Abstract
Fundamental optimering av kraftsystemet er essensielt for å anskaffe korrekt beslutningsstøttefor investeringer og for optimal drift av kraftsystemet. Med en økt andel av ukontrollerbareenergikilder og utfasing av kull og atomkraft forventes det at en høyere andel av regulerbar kapasitetholdes ute av energimarkedet for å tilby balansetjenester. Når en høyere andel kapasitetreserveres i balansemarkedene må de fundamentale markedsmodellene bli revurdert ettersom dei hovedsak kun vurderer energi. Derfor vil denne masteroppgaven videreutvikle en prototypeunder utvikling for fundamental multi-marked hydro-termisk modellering ved navn PriMod.Målet med denne oppgaven har vært å inkludere krav for opp- og nedregulerende kapasitet imodellen og undersøke hvordan ulike allokeringsmetoder og volumkrav påvirker kraftsystemet.Både reserveallokering innenfor hele norden og innenfor hvert prisomåde er testet. I tillegg eret verktøy for å analysere hvordan det økonomiske overskuddet fordeles lagt til. Simuleringeneer kjørt over en sommer- og en vinteruke for å teste hvordan modellen responderer ved ulikeklimatiske forhold.
Resultatene viser at økte reservevolumer for oppregulering øker områdeprisen for energi. Effektener mest tydelig om vinteren når lasten er på sitt høyeste. På omvendt vis fører økte volumernedregulering til synkende områdepriser, spesielt om sommeren når etterspørselen etter energier lav. Dette understreker at økte volumer i reservemarkedene vil ha en signifikant påvirkningpå energiprisene. Dette viser at behovet for en fundamental multi-markedsmodell er essensieltfor korrekt modellering av kraftsystemet.
Videre illustrerer resultatene at oppreguleringsprisen øker om vinteren når termiske kraftverktilbyr reserver til høy pris. Om sommeren øker nedreguleringsprisen da kraftsystemet må tvingeinn produksjon fra dyre vannkraftverk som kjører med tap. For å kompensere for de tapte inntektenemå systemoperatøren betale tilbyderne av reserver for sin kapasitet. Simuleringeneviser at denne systemkostnaden er høyest om sommeren når både opp- og ned regulering blirkostbart. Alene er oppregulering dyrere i uke 9 enn nedregulering er i uke 31 for samme mengdereserver.
Ved å betrakte de økonomiske beregningene kan det observeres at økte reserver senker konsumentoverskuddet om vinteren og øker det om sommeren ettersom systemprisen endres. Produsentoverskuddet følger motsatt trend. Selv om produsent- og konsumentoverskuddet endrerseg som forventet, synker ikke det totale overskuddet med strengere reservekrav. Ettersomde ulike scenarioene håndterer reservoarene ulikt, blir kostnadene for vannkraft ulike. Videreanalyser må derfor til for å undersøke hvordan vannverdiene korrekt kan representeres. Detteresulterer i økt økonomisk overskudd i tilfeller der det motsatte er forventet.
Alt i alt viser PriMod lovende resultater til å bli en velfungerende fundamental multi-markedsmodell, men mangler fortsatt en del detaljer rundt håndteringen av genererende enhetene somtilbyr reserver for å kunne modellere balansemarkedene korrekt. Fundamental modeling of the power system is essential to provide decision support for investmentsand optimal system operation. With increased penetration of intermittent generation andthe outfacing of coal and nuclear power, it is expected that more dispatchable capacity will beheld out of the energy market to provide balancing services. With more generation reserved incapacity markets, the fundamental market models need to be re-visited as they mostly considerthe product of energy. This serves as the motivation for this thesis which further develops aprototype under development for fundamental hydro-thermal multi-market modeling, referredas PriMod.
The main objective of this thesis has been the implementation of constraints regarding up anddown regulation and to investigate the impact different allocation methods and reserve volumeshas on the power system. Both reservation of capacity within the entire Nordic power systemand within each price zone is tested. In addition, a tool to analyze how the economic surplusdistributes has been created. The simulations are run over a winter week and a summer week toanalyze the impact of different climatic conditions.
The results show that increased volumes for up regulating reserves increase the energy prices.The effect is most prominent at the price peaks during winter when the load is high. Contrarily,increased volumes of down regulating capacity decrease the energy prices, mostly duringsummer when the load is at its lowest. This underlines that for increased volumes of reservesprocured in balancing markets, the price impact in the energy market is significant, highlightingthe need for a fundamental multi-market model.
Moreover, the results illustrate that up regulating prices increase during winter as expensivethermal units supply up regulation at expensive costs. In the summer, the down regulatingprices increase with increased reservation volumes as hydro power stations are forced to produceenergy at lost profit. The lost profit achieved by forcing production for down regulatingor holding back capacity for up regulation will be compensated by the TSO. Individually, thereservation costs for up regulation in week 9 are more expensive than the down regulation costsin week 31 for the same amount of reserved capacity. However, combined the total reservationcosts are higher in week 31 as both up and down regulation becomes costly.
Regarding the welfare calculations, increased reserve procurement decreases the consumer surplusduring winter as the energy prices increase and increases the consumer surplus duringsummer when the energy prices decrease. The producer surplus follows the opposite trend.However, in the calculations of surplus from hydro power, there are some irregularities as theproducer surplus depends on the water values and the future costs of water. Since the differentsimulations handles reservoirs differently, the costs of hydro power are different in the simulations.Further investigation of the producer surplus from hydro power is therefore needed.Resultingly, the total surplus does not decrease for increased reserve procurement as would beexpected.
The thesis results indicate that PriMod shows great potential in serving as a fundamental multimarketmodel, but still lacks some details in the handling of reserve units to obtain realisticmodeling of the balancing markets.