Hydro-Thermal Multi-Market Optimization

Abstract

Fundamental optimering av kraftsystemet er essensielt for å anskaffe korrekt beslutningsstøtte for investeringer og for optimal drift av kraftsystemet. Med en økt andel av ukontrollerbare energikilder og utfasing av kull og atomkraft forventes det at en høyere andel av regulerbar kapasitet holdes ute av energimarkedet for å tilby balansetjenester. Når en høyere andel kapasitet reserveres i balansemarkedene må de fundamentale markedsmodellene bli revurdert ettersom de i hovedsak kun vurderer energi. Derfor vil denne masteroppgaven videreutvikle en prototype under 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 i modellen og undersøke hvordan ulike allokeringsmetoder og volumkrav påvirker kraftsystemet. Både reserveallokering innenfor hele norden og innenfor hvert prisomåde er testet. I tillegg er et verktøy for å analysere hvordan det økonomiske overskuddet fordeles lagt til. Simuleringene er kjørt over en sommer- og en vinteruke for å teste hvordan modellen responderer ved ulike klimatiske forhold.

Resultatene viser at økte reservevolumer for oppregulering øker områdeprisen for energi. Effekten er mest tydelig om vinteren når lasten er på sitt høyeste. På omvendt vis fører økte volumer nedregulering til synkende områdepriser, spesielt om sommeren når etterspørselen etter energi er lav. Dette understreker at økte volumer i reservemarkedene vil ha en signifikant påvirkning på energiprisene. Dette viser at behovet for en fundamental multi-markedsmodell er essensielt for korrekt modellering av kraftsystemet.

Videre illustrerer resultatene at oppreguleringsprisen øker om vinteren når termiske kraftverk tilbyr reserver til høy pris. Om sommeren øker nedreguleringsprisen da kraftsystemet må tvinge inn produksjon fra dyre vannkraftverk som kjører med tap. For å kompensere for de tapte inntektene må systemoperatøren betale tilbyderne av reserver for sin kapasitet. Simuleringene viser at denne systemkostnaden er høyest om sommeren når både opp- og ned regulering blir kostbart. Alene er oppregulering dyrere i uke 9 enn nedregulering er i uke 31 for samme mengde reserver.

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 endrer seg som forventet, synker ikke det totale overskuddet med strengere reservekrav. Ettersom de ulike scenarioene håndterer reservoarene ulikt, blir kostnadene for vannkraft ulike. Videre analyser må derfor til for å undersøke hvordan vannverdiene korrekt kan representeres. Dette resulterer 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-markeds modell, men mangler fortsatt en del detaljer rundt håndteringen av genererende enhetene som tilbyr reserver for å kunne modellere balansemarkedene korrekt.

Fundamental modeling of the power system is essential to provide decision support for investments and optimal system operation. With increased penetration of intermittent generation and the outfacing of coal and nuclear power, it is expected that more dispatchable capacity will be held out of the energy market to provide balancing services. With more generation reserved in capacity markets, the fundamental market models need to be re-visited as they mostly consider the product of energy. This serves as the motivation for this thesis which further develops a prototype under development for fundamental hydro-thermal multi-market modeling, referred as PriMod.

The main objective of this thesis has been the implementation of constraints regarding up and down regulation and to investigate the impact different allocation methods and reserve volumes has on the power system. Both reservation of capacity within the entire Nordic power system and within each price zone is tested. In addition, a tool to analyze how the economic surplus distributes has been created. The simulations are run over a winter week and a summer week to analyze 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 during summer when the load is at its lowest. This underlines that for increased volumes of reserves procured in balancing markets, the price impact in the energy market is significant, highlighting the need for a fundamental multi-market model.

Moreover, the results illustrate that up regulating prices increase during winter as expensive thermal units supply up regulation at expensive costs. In the summer, the down regulating prices increase with increased reservation volumes as hydro power stations are forced to produce energy at lost profit. The lost profit achieved by forcing production for down regulating or holding back capacity for up regulation will be compensated by the TSO. Individually, the reservation costs for up regulation in week 9 are more expensive than the down regulation costs in week 31 for the same amount of reserved capacity. However, combined the total reservation costs are higher in week 31 as both up and down regulation becomes costly.

Regarding the welfare calculations, increased reserve procurement decreases the consumer surplus during winter as the energy prices increase and increases the consumer surplus during summer 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 the producer surplus depends on the water values and the future costs of water. Since the different simulations 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 be expected.

The thesis results indicate that PriMod shows great potential in serving as a fundamental multimarket model, but still lacks some details in the handling of reserve units to obtain realistic modeling of the balancing markets.