Oligopolistic capacity expansion with subsequent market-bidding under transmission constraints

• Forschungsstelle: BFE
• Projektnummer: SI/501119

Schlüsselwörter (Englisch)

electricity market, investment behaviour

Kurzbeschreibung (Englisch)

The research goal is to gain insight into the investment behaviour of power producers and their subsequent market bidding. We consider the potential of large companies or of countries to exert market power. The market clearing is limited by transmission constraints, and players face different investment risks. The analysis may allow regulators to better design investment and market rules to ensure acceptable electricity prices for consumers.

Publikationen / Ergebnisse (Englisch)

The major accomplished work in the first project year was to build the prototype of the bi-level market model (BEM). We achieved this task and could incorporate already different load periods and even stochasticity in the model. Currently, the stochasticity consists of different scenarios on demand elasticity, and we implemented two load periods (peak and base). For the stochasticity, the players are assumed to optimize in expectation (i.e. in average) over the stochastic scenarios. The major step this year was to implement real data into the model. The numerical model tests were reported in the BFE workshop on market modelling at the ETH in October 2016. The obtained results include that the current (over-) capacity in the surrounding countries of Switzerland is large enough that even with a complete shutdown of all nuclear plants in Germany and Switzerland, the players would not build new capacity but would rather use increased transmission. In a statistical analysis, the wind-solar power generation was decomposed to allow for low dimensional scenario generations, which is a required approach to capture the intermittency of renewables in a game-theoretic modelling, which in turn is already numerically demanding per se. The decomposition was surprisingly straightforward by using (standard) principal component analysis, which may be an important result outside of market modelling, too. In an empirical analysis, the elasticities of the demand curves at the EPEX market were investigated, and correlations between marketed volumes, market prices and loads were analysed (within market regions, and across regions). Moreover, a very detailed merit order for Germany was constructed and compared with averaged bid-curves on the market, which shows that the bids seem to follow closely the cost-effective merit order curve.

Zugehörige Dokumente

• Oligopolistic capacity expansion with subsequent market-bidding under transmission constraints - Jahresbericht 2016 [PDF] 814 kB

Schlussbericht (Deutsch)

Untersucht wird das Investitions- und Marktverhalten von Stromerzeugern im Europäischen Marktumfeld. Der wesentliche Faktor für Investitionen und Stromerzeugung in einem liberalisierten Marktumfeld ist der Marktpreis (mit Ausnahme der Investitionen in neue Erneuerbare, die auch politikgesteuert sein können). Marktteilnehmer kooperieren gewöhnlich nicht zur Maximierung eines Gesamtnutzens, so dass die Annahme einer Entscheidungsfindung eines zentralen Planers aufgrund nur der Produktionskosten nicht korrekt ist. Darum ist das Hauptziel die Modellierung von Strompreisen unter verschiedenen Politik-Szenarien.

Das verwendete numerische Modell ist ein spieltheoretisches Strommarkt-Modell für die Schweiz und die umliegenden Länder. Für die erste Modellierungsphase, die durch dieses BFE-EWG Projekt initiiert wurde, sind die Marktteilnehmer auf Länderebene aggregiert. Das Model ist technologisch detailliert mit verschieden Stromerzeugungs-Optionen, die auch thermische Erzeugungsrestriktionen und die Energiespeicherung der Wasserkraft beinhalten. Wir analysieren verschiedene Szenarien für das Jahr 2035 (in dem Kernkraft in Deutschland und der Schweiz nicht mehr existieren) unter verschiedenen Annahmen fossiler Brennstoff- und CO2-Preise, der Verfügbarkeit von Braunkohle in Deutschland, und von Preis-Nachfrage Elastizitäten.

Die Schlussfolgerungen beinhalten dass Änderungen im Erzeugungsmix der Schweiz (Verfügbarkeit von Wasserkraft, Installation neuer Erneuerbarer etc.) einen geringen Einfluss auf die Schweizer Grosshandelspreise haben; der Handel mit den umliegenden Ländern bestimmt den Preis des Preisnehmers Schweiz. Der Gaspreis wird den Grosshandelspreis der Schweiz massgeblich bestimmen, auch wenn die Schweiz keine eigenen Gaskraftwerke baut gemäss unserer profit-orientierten Marktmodellierung; der Zubau neuer Erneuerbarer ist exogen bestimmt gemäss Szenario-Annahme. Nichtsdestotrotz könnte das Schweizer Preisniveau und die Preis-Volatilität in Szenarien tiefer Gas- und CO2-Preise ungefähr auf heutigem Niveau bleiben, auch unter Berücksichtigung der erwarteten Kapazitätsverschiebungen in der Schweiz und umliegender Ländern.

Schlussbericht (Englisch)

We investigate the investment and market behaviour of power producers on European electricity markets. The key driver of investment and production in a liberalised environment is the market price (with the exception of investments in new renewables, which are also policy driven). Market players usually do not cooperate to maximise social welfare, such that the assumption of purely production cost related decisions of a central planner may not be correct. Hence, the main goal is to model prices under different policy scenarios.

The employed numerical model is a game-theoretic electricity market model for Switzerland and its surrounding countries. The players are aggregated on country level for this first phase of model development that was initiated by this BFE-EWG project. The model is technology detailed having different power-supply options including also thermal production constraints as well as hydropower energy storage. We analyse different scenarios at the target year 2035, where nuclear power is assumed to be phased out in Germany and Switzerland, under different assumptions of fossil fuel and CO2 prices, of availability of lignite power in Germany, and different price-demand elasticities than today.

The main conclusions include that changes in the supply mix in Switzerland (hydro availability, deployment of new renewables etc.) have minor influence on Swiss wholesale electricity prices; the trade with the surrounding countries determine the price for Switzerland, which is a price-taker. The gas price will determine strongly the wholesale price in Switzerland, even when Switzerland is not installing gas plants in our profit-driven market modelling; new renewables are installed exogenously driven by the policy per scenario. Nevertheless, under low gas (and CO2) prices, Swiss electricity price levels and price volatility can stay approximately as of today, even under the expected capacity changes in Switzerland and surrounding countries.

Zugehörige Dokumente

• Oligopolistic capacity expansion with subsequent market-bidding under transmission constraints (OCESM) [PDF] 3'768 kB

Schlussbericht (Französisch)

Nous étudions le comportement sur le marché et en matière d’investissements de producteurs d’électricité dans le contexte du marché européen. Le facteur clé des investissements et de la production d’électricité dans un environnement de marché libéralisé est le prix du marché (à l’exception des investissements dans les nouvelles énergies renouvelables qui peuvent aussi être soutenues par les pouvoirs publics). Les acteurs du marché ne coopèrent en général pas pour maximiser un bénéfice global. L’hypothèse selon laquelle les décisions d’un planificateur central ne seraient prises qu’en fonction des coûts de production n’est donc pas correcte. C’est pourquoi l’objectif principal est de modéliser les prix de l’électricité selon différents scénarios politiques.

Le modèle numérique utilisé est un modèle du marché de l’électricité fondé sur la théorie des jeux et valable pour la Suisse et les pays environnants. Pour la première phase de modélisation initiée par ce projet OFEN-EES, les acteurs du marché sont agrégés au niveau national. Le modèle est technologiquement détaillé et comporte diverses options de production d’électricité incluant les contraintes liées à la production thermique ainsi que le stockage de l’énergie hydraulique. Nous analysons différents scénarios pour l’année 2035 (date à laquelle l’énergie nucléaire devrait être  bannie en Allemagne et en Suisse) en fonction de diverses hypothèses sur les prix du carburant fossile et du carbone, la disponibilité du lignite en Allemagne et l’élasticité de la demande par rapport aux prix.

Les conclusions montrent que des changements dans le mix de production de la Suisse (disponibilité de l’énergie hydraulique, introduction de nouvelles énergies renouvelables, etc.) ont une faible influence sur les prix de gros de l’électricité en Suisse; les échanges avec les pays voisins déterminent le prix pour la Suisse qui est un preneur de prix. Le prix du gaz déterminera fortement le prix de gros en Suisse, même si la Suisse ne construit pas de centrales au gaz selon notre modélisation du marché orientée sur le profit; le développement de nouvelles énergies renouvelables est défini de façon exogène en fonction de l’hypothèse du scénario. Dans des scénarios de prix bas du gaz et du carbone, le niveau et la volatilité des prix en Suisse pourraient néanmoins être à peu près les mêmes qu’aujourd’hui, même en tenant compte des changement de capacité attendus en Suisse et dans les pays environnants.