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With rising shares of fluctuating renewable energy generation, the role of electricity storage becomes increasingly important. However, European pumped storage plants (PSPs) are currently confronted with economic challenges and their potential for smoothing the residual load curve is consequently not fully exploited. In this paper, the long-term effects of load-smoothing and the typical price-based PSP operation are compared with an emphasis on the development of the wholesale electricity prices and the generation adequacy. The study is conducted using an agent-based simulation model of the day-ahead electricity market that has been extended by a methodology to heuristically dispatch the PSPs in Germany. The results show, that the contribution load-smoothing PSP operation can make to improving generation adequacy is rather small. Putting a strategic reserve in place reduces the differences between price-based and load-smoothing PSP operation even further. Moreover, load-smoothing PSP operation goes along with slightly increased wholesale electricity prices as compared to price-based operation.

Abstract The effectiveness of the energy-only market (EOM) in providing sufficient incentives for investments is intensively discussed in Europe. While supporters claim that an improved EOM can guarantee generation adequacy, energy suppliers in particular favor the introduction of a capacity market to finance power plant investments. However, there is a lack of quantitative assessment of market design options taking into account individual decisions of market players. Existing studies mainly include a system view based on a central planner optimization. This paper on the other hand is based on an agent-based simulation model for the German electricity market. This method can explicitly incorporate individual investment decisions and aggregate them to present a holistic view of the system. Our results show that an EOM extended with a strategic reserve can incentivize investments, and guarantee supply security in a market with high share of renewable energies. However, the generation adequacy can be more easily achieved with a capacity market. Furthermore, the cost advantage of an EOM diminishes in the long-term, as scarcity prices in the EOM lead to similar system costs as with a capacity market.

In dieser Studie werden die Effekte der Marktdesignänderungen der Nachbarländer auf den Schweizer Strommarkt und insbesondere auf die Wirtschaftlichkeit der Schweizer Wasserkraft untersucht. Hierfür wird in einem ersten Schritt ein ökonometrisches Modell basierend auf einer multiplen linearen Re-gression erstellt, um die Treiber der Schweizer Strompreise am Elektrizitätsgroßhandelsmarkt zu be-stimmen. Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass die französische Last und der Schweizer Großhan-delsstrompreis in Spitzenlastzeiten aufgrund der Strommarktkopplung stark zusammenwirken. Dar-über hinaus werden starke Korrelationen zwischen den Großhandelsstrompreisen in Deutschland, Frankreich und der Schweiz im Frühjahr und Sommer beobachtet. Außerdem haben die deutsche Windkraft- und die Photovoltaik-Stromerzeugung im Frühjahr und im Sommer einen negativen Einfluss auf die Schweizer Großhandelsstrompreise, der jedoch im Laufe des Herbsts und Winters abnimmt. Im Winter folgen die Schweizer Großhandelsstrompreise vor allem den italienischen und den französi-schen Großhandelspreisen. Ferner werden mit einem agentenbasierten Simulationsmodel (PowerACE) energiewirtschaftliche Sze-narien bezüglich der Entwicklung des Strommarktes untersucht. Im ersten Szenario werden alle Markt-designs (implementierte Kapazitätsmechanismen) so gewählt, wie sie zum Zeitpunkt der Erstellung der Studie den politischen Gegebenheiten entsprachen. Als zweites Szenario wird in allen umliegenden Ländern der Schweiz (Deutschland, Frankreich, Italien sowie Österreich) ein sogenannter Energy-only-Markt angenommen. In beiden Szenarien werden insbesondere die Entwicklung der Großhandelss-trompreise und der Kraftwerkskapazität untersucht. Auch die Ergebnisse des agentenbasierten Mo-dells verdeutlichen, dass eine starke Abhängigkeit der Großhandelsstrompreise von den Entwicklun-gen in den Nachbarländern, unabhängig vom gewählten Szenario, besteht oder sogar durch den Aus-bau der Handelskapazitäten noch zunimmt. Hinsichtlich der Kraftwerkskapazitäten ergeben sich nur geringe Unterschiede in den untersuchten Szenarien. So werden im Szenario mit Kapazitätsmechanis-men in den Nachbarländern weniger flexible Kraftwerke in der Schweiz zugebaut. Dies ist durch die höhere Kapazität in den Nachbarländern und die Möglichkeit des Imports von Elektrizität zu erklären. Die zugebaute flexible Kraftwerkskapazität ermöglicht zusammen mit dem Einsatz der Wasserkraftka-pazitäten in der Schweiz ein hohes Niveau an Erzeugungssicherheit. Unabhängig vom Szenario werden steigende Preise am Großhandelsmarkt erwartet, bedingt durch die Annahme steigender CO2-Zertifikats- und Brennstoffpreise bei mindestens gleichbleibender oder steigender Nachfrage. Darüber hinaus werden die Großhandelsmarktpreise der Szenarien, die mithilfe des agentenbasierten Modells simuliert wurden, für die Untersuchung der Fördermaßnahmen für erneuerbaren Energien her-angezogen (insbesondere die fixe Einspeisevergütung und Direktvermarktung kombiniert mit dem Marktprämienmodell). Durch die steigenden Großhandelsstrompreise ist mittelfristig ein Rückgang des Fördervolumens zu beobachten, da sich ein immer größerer Anteil der Investitionsausgaben durch Erlöse am Strommarkt erwirtschaften lassen. Allerdings ist durch den ab 2030 angenommenen über-proportionalen Zubau von Photovoltaikanlagen wieder mit einem Anstieg des Gesamtfördervolumens zu rechnen (ohne Unterstellung einer Degression der Einspeisevergütung). Deshalb sollte den sinken-den spezifischen Investitionen auch mit einem Rückgang der Einspeisevergütungen begegnet werden, um auch im Gesamtsystem entsprechend von den günstigen Preisentwicklungen der erneuerbaren Energien profitieren zu können. Die simulierten Großhandelspreise in den beiden Szenarien sind auch die Basis für die Untersuchung der operativen Erlöse der Schweizer Wasserkraft (Speicher- und Pumpspeicher) mit einem optimalen stochastischen Steuerungsmodell. Die Resultate zeigen, dass durch die erwarteten Strompreise am Großhandelsmarkt mit höheren Erlösen der Speicher- und Pumpspeicherkraft zu rechnen ist. Für sai-sonale Speicherkraftwerke, die einen wesentlichen, natürlichen Wasserzufluss haben, kann bereits im Jahr 2030 in beiden Szenarien mit einer signifikanten Erhöhung der Markterlöse gerechnet werden, da hierfür das mittlere Preisniveau ausschlaggebend ist, welches in beiden Szenarien stark ansteigt. Für reine Pump-Speicherkraftwerke mit kurzen Füllzyklen ist der Anstieg der Markterlöse mittelfristig bis 2030 kleiner, da dieser Kraftwerkstyp auf signifikante Preisschwankungen angewiesen ist, die sich im Jahr 2030 zwar schon leicht vergrößern, aber dennoch schwächer ansteigen als das mittlere Preisni-veau. Langfristig können bis 2050 dann die Pumpspeicher in beiden Szenarien umso mehr vom star-ken Anstieg der Preisvariabilität profitieren. Vor allem im Energy-only-Markt Szenario kommt es zu großen Preisausschlägen, was zu optimalen, hochfrequenten Pump-Turbinierungs-Umschalt-Zyklen führt, die sich jedoch negativ auf die technische Machbarkeit der Ausnutzung dieser Preisausschläge auswirken könnten. Bis zum Jahr 2050 steigt nochmals das allgemeine Preisniveau relativ zu 2030 stark an, sodass auch Speicherkraftwerke ohne (oder mit relativ geringer) Pumpkapazität die Erlöse nochmals steigern können. Die Untersuchung von sekundärer Regeldienstleistung in den Szenarien für 2030 und 2050 bezieht sich vor allem auf den Zusammenhang zwischen Großhandelsstrompreisen und Regeldienstleistungsprei-sen. Es stellt sich heraus, dass eine Untergrenze für den minimal zu erwartenden sekundären Regel-dienstleistungspreis durch die Schwankungen des Großhandelsstrompreises bestimmt ist, sodass auch sekundäre Regeldienstleistungspreise in der Zukunft proportional dazu ansteigen sollten. Die Analysen führen zu dem Schluss, dass aufgrund der Preisabhängigkeiten die Schweizer Behörden die Entwicklung der Großhandelspreise für Strom, der Kapazität und der Erzeugungssicherheit in den Nachbarländern beobachten sollten, um bei wesentlichen Änderungen angemessen reagieren zu kön-nen, insbesondere wenn das Niveau der Erzeugungssicherheit in Gefahr ist. Die Ergebnisse verdeutli-chen aber auch, dass die aktuellen Marktdesignänderungen keinen negativen Einfluss auf die Erzeu-gungssicherheit in der Schweiz haben und dass daher die Einführung eines Kapazitätsmechanismus in der Schweiz nicht zwangsläufig benötigt wird. Hinsichtlich des starken Anstiegs der Markterlöse für Speicherwasserkraft in beiden Szenarien bereits im Jahr 2030 könnte der Schweizer Wasserkraft unter den Annahmen und unter dem gegebenen Regulierungsrahmen wieder mittelfristig die Rolle einer ertragreichen Einnahmequelle zugewiesen werden.

Abstract The transparency and open availability of energy system models and their input data are of particular importance due to their increasing complexity and policy relevance. In recent years, a large number of model-based scenario analyses have been carried out. These analyses are based on diverse model approaches and lead to a rather broad range of results, which due to different data structures and mathematical approaches are hardly directly comparable. In this paper, detailed and harmonized scenario input parameters are the basis of a systematic model experiment including four electricity system models. In the following, the different model approaches are classified and their respective results are discussed transparently. Consequently, differences in results can be interlinked directly with model properties. The results are compared focusing on a selection of output parameters, such as investment and dispatch decisions in flexible power plants, storage dispatch, wholesale electricity prices, CO2 emissions and generation adequacy in hours with critical supply situations in Germany until 2030. Differences in the results are traced back to conceptual differences as the models can be distinguished not only with regard to their mathematical approaches, but also to their level of detail. Results indicate that next to the differences of the mathematical approaches (i.e., linear optimization vs. agent-based simulation), the myopic foresight perspective (e.g., rolling planning algorithm with 24- and 36-hours loops vs. perfect foresight in a closed loop for one year) are decisive for the range of obtained results.

In liberalized energy markets, the issue of generation adequacy gains more and more in importance. Especially demand response is regarded as a crucial measure to handle supply and demand imbalances caused by inflexible renewable energy resources (RES) power production. However, the influence of demand response on wholesale electricity prices has not been sufficiently analyzed up to now.

In diesem Beitrag werden die Wechselwirkungen zwischen dem schweizerischen Strommarkt und denen der Nachbarländer mit Hilfe von Korrelations- und Regressionsanalysen untersucht. Der Fokus wird dabei auf den Einfluss von fundamentalen Faktoren, die aus den Nachbarländern resultieren, auf den schweizerischen Strompreis gelegt. Die Analysen zeigen, dass der schweizerische Strompreis im Sommer stärker mit dem deutschen Strompreis korreliert und die Auswirkungen der deutschen erneuerbaren Energien im Sommer eher signifikant sind. Die Studie zeigt jedoch auch, dass der Einfluss der Gaspreise und der Stromlast einen deutlich stärkeren Einfluss auf die Preise haben. Insbesondere eine hohe Last in der Schweiz und in den Nachbarländer Frankreich und Italien treiben die schweizerischen Preise im Winter in die Höhe, während in den letzten vier Jahren die Strompreise im Durchschnitt aufgrund der gefallenen Brennstoff- und CO2-Preise stark gefallen sind.

In this article, cross-border effects of different market design options are analyzed using Switzerland, which is strongly interconnected to larger neighboring markets, as a case study. An investigation is conducted with an agent-based model where in one scenario, all market designs are represented according to the current legislation, and in another, energy-only markets (EOM) are assumed in all considered countries. The results show that wholesale electricity prices are highly dependent on the chosen market design and in the annual average are up to 27% higher in the EOM scenario. Due to expected larger interconnector capacities, this increase is evident in all simulated markets. Furthermore, the results indicate that the planned market design changes in the neighboring countries decrease investments in Switzerland. However, generation adequacy is still guaranteed due to the high Swiss hydropower storage capacity. Our results suggest that, under the current circumstances, a domestic mechanism in Switzerland is not required.

The energy transition fosters a dynamic landscape marked by renewable energy, electrification, and complex interactions among actors and technologies. Employing model experiments and comparisons shows promise for exploring these connections and enhancing model clarity and precision. This study adopts a multi-model approach, integrating a model comparison to probe how the electrification of demand-side sectors and strategic load shifts of battery electric vehicles and heat pumps might impact Germany's generation adequacy by 2030. Specific demand models from the transport and heating sectors and a future load structure projection model are interlinked with three electricity system models. The comparative analysis of the three electricity system models unveils discrepancies in dispatch decisions for power plants, flexibility options' load shifts, and their effects on generation adequacy, directly tied to model attributes. The comparison underscores methodological variations (linear optimization versus agent-based simulation, myopic foresight versus perfect foresight) as pivotal, emphasizing the significance of considering load change and start-up costs for power plants. The results show that with optimized load shifting by electric vehicles and heat pumps, the adequacy of power generation is less strained despite increased electricity demand. Moreover, load shifts mitigate curtailment of renewables and consumers, reducing carbon emissions by lowering conventional power generation.