Endogene Preiszonen im deutschen Strommarkt

In diesem Projekt wird mithilfe des EnCN-Strommarktmodells untersucht, wie Preiszonen im Strommarkt konfiguriert werden sollten, um Investitions- und Produktionsentscheidungen langfristig optimal zu steuern. Eine Anwendung auf den deutschen Strommarkt zeigt, dass bereits eine kleine Anzahl an optimal konfigurierten Preiszonen zu erheblichen Wohlfahrtsgewinnen führen kann. Als Grundlage für dieses Projekt dienen frühere Modelle, bei denen die Preiszonen exogen gegeben sind.

  • Wie sollten Preiszonen für ein bestehendes Stromnetz konfiguriert werden?

  • Wie beeinflusst das die optimale Steuerung von langfristigen Investitions- und Produktionsentscheidungen?

  • Wie verläuft die aktuelle Diskussion um Änderung der Preiszonenkonfiguration in Europa?

  • Entwickelung eines mehrstufiges Gleichgewichtsmodells, mit dessen Hilfe die wohlfahrtsoptimale Zonierung für einen gegebenen Markt endogen bestimmt werden kann.

  • Anwendung auf den deutschen Strommarkt, um die Auswirkungen der optimalen Zonierung auf Marktergebnisse wie Wohlfahrt, Erzeugungsmix und -standorte, und Strompreise zu untersuchen.

  • Erhebliche Wohlfahrtsgewinne bereits durch die Implementierung einer kleinen Anzahl an optimal konfigurierten Preiszonen.

  • Kurzfristig: bessere Signalisierung von Erzeugungs- und Übertragungsknappheiten

  • Langfristig: eine effizientere Allokation der Erzeugungskapazitäten

Ambrosius, M., Grimm, V., Kleinert, T., Liers, F., Schmidt, M., & Zöttl, G. (2018). Endogenous Price Zones and Investment Incentives in Electricity Markets: An Application of Multilevel Optimization with Graph Partitioning.

Kleinert, T., & Schmidt, M. (2018). Global Optimization of Multilevel Electricity Market Models Including Network Design and Graph Partitioning.

Grimm, V., Kleinert, T., Liers, F., Schmidt, M., & Zöttl, G. (2017). Optimal price zones in electricity markets: a mixed-integer multilevel model and global solution approaches. Optimization Methods & Software, 1-31. https://dx.doi.org/10.1080/10556788.2017.1401069

Grimm, V., Martin, A., Schmidt, M., Weibelzahl, M., & Zöttl, G. (2016). Transmission and generation investment in electricity markets: The effect of market splitting and network fee regimes. European Journal of Operational Research, 254(2), 493-509. https://dx.doi.org/10.1016/j.ejor.2016.03.044

Grimm, V., Martin, A., Weibelzahl, M., & Zöttl, G. (2016). On the long run effects of market splitting: Why more price zones might decrease welfare. Energy Policy, 94, 453-467. https://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2015.11.010

Forschungsteam

Mirjam Ambrosius

FAU Erlangen-Nürnberg / Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie

Prof. Dr. Veronika Grimm

FAU Erlangen-Nürnberg / Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie

Thomas Kleinert

FAU Erlangen-Nürnberg / Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie

Prof. Dr. Frauke Liers

FAU Erlangen-Nürnberg / Professur für Diskrete Optimierung in den Ingenieurwissenschaften

Prof. Dr. Alexander Martin

FAU Erlangen-Nürnberg / Lehrstuhl für Wirtschaftsmathematik

Prof. Dr. Martin Schmidt

FAU Erlangen-Nürnberg / Juniorprofessur für Optimierung von Energiesystemen

Prof. Dr. Gregor Zöttl

FAU Erlangen-Nürnberg / Professur für Volkswirtschftslehre, Industrieökonomik und Energiemärkte

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