guest ::
Evaluating processes for the allocation of cross-zonal capacity for the exchange of frequency restoration reserves
2025 & 2026
Dissertation, Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen, 2025
Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University 2026
Genehmigende Fakultät
Fak06
Hauptberichter/Gutachter
;
Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2025-12-12
Online
DOI: 10.18154/RWTH-2025-11055
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/1024212/files/1024212.pdf
Einrichtungen
Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Regelleistung (frei) ; Strommarkt (frei) ; balancing capacity (frei) ; capacity allocation (frei) ; cross-zonal capacity (frei) ; electricity market (frei) ; frequency restoration reserve (frei)
Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 621.3
Kurzfassung
Zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele ist die Dekarbonisierung des Energiesystems von zentraler Bedeutung. Diese Transformation wird maßgeblich durch den Übergang zu einer auf erneuerbaren Energien basierenden Stromerzeugung vorangetrieben, wodurch neue Herausforderungen für den Ausgleich von Leistungsungleichgewichten im Stromsystem entstehen. Da Leistungsungleichgewichte zunehmend durch die Volatilität erneuerbarer Energien beeinflusst werden und traditionelle Anbieter von Regelreserve zunehmend stillgelegt werden, wird die Gewährleistung der kosteneffizienten Bereitstellung von Regelreserve zu einer wachsenden Herausforderung. Die Electricity Balancing Guideline adressiert diese Herausforderung, indem sie die internationale Integration von Regelreservemärkten fördert, die bislang überwiegend national organisiert waren. Eine zentrale Herausforderung bei der Integration von Regelleistungsmärkten für Frequency Restoration Reserves (FRR) besteht in der Zuweisung grenzüberschreitender Übertragungskapazität (Cross-Zonal Capacity, CZC) für den Austausch von Regelleistung. Aufgrund der sequentiellen Struktur des europäischen Strommarktdesigns, bei der Regelleistungsmärkte typischerweise vor den kurzfristigen Fahrplanenergiemärkten geräumt werden, entsteht durch den grenzüberschreitenden Austausch von Regelleistung eine Konkurrenzsituation um begrenzte CZC zwischen diesen Märkten. Eine effiziente Kapazitätszuweisung ist daher entscheidend, um eine optimale Nutzung der CZC über die verschiedenen Marktsegmente hinweg sicherzustellen. Zwei in der Electricity Balancing Guideline vorgeschlagene und derzeit diskutierte Verfahren zur Zuweisung von CZC sind das kooptimierte Zuweisungsverfahren und das marktbasierte Zuweisungsverfahren. Während die kooptimierte Zuweisung durch den zeitgleichen Ablauf der Märkte theoretisch volkswirtschaftlich optimale Ergebnisse ermöglicht, ist sie mit erheblichen Implementierungsaufwänden verbunden. Die marktbasierte Zuweisung hingegen ist innerhalb bestehender Marktstrukturen praktikabler umsetzbar, basiert jedoch auf Prognosen und kann dadurch Effizienzverluste verursachen. Die Bewertung der Auswirkungen beider Zuweisungsverfahren auf die Markteffizienz ist essenziell, um die laufenden Diskussionen fundiert zu unterstützen. Ziel dieser Arbeit ist es daher, eine Methodik zur Bewertung von Verfahren zur Zuweisung von CZC für den Austausch von Regelleistung zu entwickeln. Die entwickelte Methodik basiert auf einem Strommarktsimulationsmodell und ermöglicht die Berechnung von Stromerzeugungskosten sowie des Umfangs des Austauschs von Regelleistung unter kooptimierter und marktbasierter Zuweisung. Zusätzlich wird ein Referenzszenario ohne FRR-Austausch betrachtet. Für die marktbasierte Zuweisung umfasst die Methodik einen synthetischen Prognoseansatz auf Basis historischer Prognosedaten. Darüber hinaus beinhaltet sie eine Modellierung des Regelarbeitsmarktes zur Abschätzung der Kosten der Aktivierung von Regelarbeit. Ein wesentlicher Beitrag der Methodik besteht in der Berücksichtigung unterschiedlicher Koordinationsgrade zwischen Regelleistungs- und Fahrplanenergiemärkten. Konkret werden sowohl vollständige Koordination als auch keine Koordination für die marktbasierte Zuweisung sowie für den Referenzfall untersucht. Diese Unterscheidung ist relevant, da ein zentraler Unterschied zwischen kooptimierter und marktbasierter Zuweisung in der Reihenfolge der Markträumung liegt, was nicht nur die Zuweisung von CZC, sondern auch Einsatzentscheidungen beeinflussen kann. In einem portfoliobasierten Marktumfeld ist jedoch ein gewisser Grad an Koordination innerhalb der Portfolios der Marktteilnehmer grundsätzlich möglich, sodass der Einfluss auf Einsatzentscheidungen nicht signifikant sein muss. Durch die Analyse unterschiedlicher Annahmen zur intraportfoliobasierten Koordination ermöglicht die Methodik eine Bewertung ihres Einflusses auf die Ergebnisse. Die Bewertung der Unterschiede in der operativen Markteffizienz zwischen den Zuweisungsverfahren liefert einen wertvollen Beitrag zur Abwägung zwischen Implementierungskomplexität und Effizienz der Zuweisungsverfahren. In dieser Arbeit wird die entwickelte Methodik auf ein Planungsszenario des europäischen Strommarktes angewandt. Die Ergebnisse zeigen, dass der Austausch von FRR unabhängig vom verwendeten Zuweisungsverfahren nur einen begrenzten Einfluss auf die gesamten Stromerzeugungskosten hat. Unterschiede infolge unterschiedlicher Koordinationsannahmen fallen deutlicher aus als jene zwischen den Zuweisungsverfahren, was die Bedeutung des angenommenen Koordinationsgrades für solche Bewertungen unterstreicht. Obwohl die durchschnittlich ausgetauschten FRR-Volumina gering bleiben, konzentrieren sie sich auf spezifische Situationen und eröffnen damit Potenziale zur Kostenreduktion. Beide Allokationsansätze erfassen diese Effizienzgewinne, wobei unter der marktbasierten Zuweisung lediglich geringe prognosebedingte Ineffizienzen auftreten. Insgesamt bestätigt die exemplarische Anwendung die praktische Anwendbarkeit und den Mehrwert der entwickelten Methodik.To achieve European climate targets, the decarbonisation of the energy system is essential. This transition is primarily driven by a shift toward electricity generation based on renewable energy sources (RES), which introduces new challenges for electricity balancing. As imbalances are increasingly affected by the variability of RES, while traditional providers of balancing services are gradually being phased out, ensuring the continued efficiency of balancing service procurement becomes a key concern. The Electricity Balancing Guideline addresses this challenge by promoting the international integration of balancing service markets, which have traditionally been organised at the national level. A central challenge in integrating balancing capacity markets for Frequency Restoration Reserves (FRR) lies in the allocation of cross-zonal capacity (CZC) for the exchange of balancing capacity. Given the sequential structure of European electricity market design, where balancing capacity markets typically clear before short-term scheduled energy markets, cross-zonal exchange of balancing capacity creates direct competition between these markets for limited CZC. Efficient allocation is therefore essential to ensure optimal use of CZC across these markets. Two processes for CZC allocation currently under discussion are co-optimised allocation and market-based allocation. While co-optimised allocation enables economically optimal outcomes in theory by clearing markets simultaneously, it requires significant implementation efforts. Market-based allocation, by contrast, is easier to implement within existing structures but relies on forecasts, potentially introducing inefficiencies. Evaluating the impact on market efficiency of both allocation processes is essential to support ongoing discussions. Accordingly, the aim of this thesis is to develop a methodology for assessing CZC allocation processes for balancing capacity exchange. The developed methodology is based on a market simulation model that enables the calculation of electricity generation costs and the extent of balancing capacity exchange under different CZC allocation processes. A reference case without FRR exchange is also considered. For the market-based allocation, the methodology incorporates a synthetic forecasting approach based on historical forecast data. In addition, it includes a representation of the balancing energy market to estimate the costs of balancing energy activation. A key contribution of the methodology is its ability to account for different levels of coordination between the balancing capacity and scheduled energy markets. Specifically, full coordination versus no coordination for both the market-based allocation and the reference case are considered. This distinction is important, as a main difference between co-optimised and market-based allocation lies in the market-clearing sequence, which may influence not only CZC allocation but also dispatch decisions. However, in a portfolio-based market environment, some level of coordination is inherently possible within participants’ portfolios and the effect on dispatch decisions might not be that significant. By enabling the analysis of different intra-portfolio coordination assumptions, the methodology allows for assessing their influence on evaluation outcomes. Evaluating the differences in operational economic efficiency of the allocation processes provides valuable input for weighing the trade-off between implementation complexity and the efficiency of these processes. In this thesis, the methodology is applied to a planning scenario of the European power market. The results show that the exchange of FRR has a limited impact on total electricity generation costs, regardless of the allocation process used. Differences arising from coordination assumptions are more pronounced than those between allocation methods, highlighting the importance of the assumed level of coordination in such evaluations. Although average volumes of exchanged FRR remain low, they are concentrated in specific situations, presenting opportunities for improved cost efficiency. Both allocation approaches capture these benefits, with only minor forecast-related inefficiencies observed under market-based allocation. Overall, the exemplary application confirms the practical applicability and added value of the developed methodology.
OpenAccess: 
PDF
(additional files)
Dokumenttyp
Dissertation / PhD Thesis
Format
online
Sprache
English
Externe Identnummern
HBZ: HT031368701
Interne Identnummern
RWTH-2025-11055
Datensatz-ID: 1024212
Beteiligte Länder
Germany
|
The record appears in these collections: |