Impact of different market designs in the CWE market area on electricity prices and on the competitiveness of Swiss hydropower

• Research unit: SFOE
• Project number: SI/501308

Key words (English)

electricity market, market design, hydropower

Short description (English)

This project aims to assess the impact of changes in the neighbouring energy markets on the competitiveness of hydropower and on support schemes for renewable energies (RES) in Switzerland. Therefore, the price effect of changes in the market design and support schemes in Switzerland and neighbouring countries will be analysed. Based on this the profitability of hydropower and the value of RES will be analysed to determine the required support.

Publications / Results (English)

Related documents

• Impact of different market designs in the CWE market area on electricity prices and on the competitiveness of Swiss hydropower (Power Design) - Annual Report 2016 [PDF] 167 kB
• Impact of different market designs in the CWE market area on electricity prices and on the competitiveness of Swiss hydropower (PowerDesign) - Annual Report 2017 [PDF] 191 kB

Final report (German)

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 Regression erstellt, um die Treiber der Schweizer Strompreise am Elektrizitätsgroßhandelsmarkt zu bestimmen. Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass die französische Last und der Schweizer Großhandelsstrompreis in Spitzenlastzeiten aufgrund der Strommarktkopplung stark zusammenwirken. Darüber 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 französischen Großhandelspreisen.

Ferner werden mit einem agentenbasierten Simulationsmodel (PowerACE) energiewirtschaftliche Szenarien bezüglich der Entwicklung des Strommarktes untersucht. Im ersten Szenario werden alle Marktdesigns (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 Großhandelsstrompreise und der Kraftwerkskapazität untersucht. Auch die Ergebnisse des agentenbasierten Modells verdeutlichen, dass eine starke Abhängigkeit der Großhandelsstrompreise von den Entwicklungen in den Nachbarländern, unabhängig vom gewählten Szenario, besteht oder sogar durch den Ausbau der Handelskapazitäten noch zunimmt. Hinsichtlich der Kraftwerkskapazitäten ergeben sich nur geringe Unterschiede in den untersuchten Szenarien. So werden im Szenario mit Kapazitätsmechanismen 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 Wasserkraftkapazitäten 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 herangezogen (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 überproportionalen Zubau von Photovoltaikanlagen wieder mit einem Anstieg des Gesamtfördervolumens zu rechnen (ohne Unterstellung einer Degression der Einspeisevergütung). Deshalb sollte den sinkenden 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 saisonale 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 Preisniveau. Langfristig können bis 2050 dann die Pumpspeicher in beiden Szenarien umso mehr vom starken 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 Regeldienstleistungspreisen. Es stellt sich heraus, dass eine Untergrenze für den minimal zu erwartenden sekundären Regeldienstleistungspreis 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 können, insbesondere wenn das Niveau der Erzeugungssicherheit in Gefahr ist. Die Ergebnisse verdeutlichen aber auch, dass die aktuellen Marktdesignänderungen keinen negativen Einfluss auf die Erzeugungssicherheit 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.

Final report (English)

This study examines the effects of market design changes in neighbouring countries on the Swiss electricity market and in particular on the profitability of Swiss hydropower. In a first step, an econometric model based on a multiple linear regression is developed to determine the impact of exogenous drivers on the Swiss wholesale electricity prices. The results indicate that the French load and the Swiss wholesale electricity price interact strongly during peak load periods due to the electricity market coupling and large electricity exchange capacities. In addition, strong correlations are observed between wholesale electricity prices in Germany, France and Switzerland in spring and summer. Furthermore, German wind power and photovoltaic electricity generation have a negative impact on Swiss wholesale electricity prices in spring and summer, but this impact decreases during autumn and winter. In these periods, Swiss wholesale electricity prices mainly follow Italian and French wholesale prices.

Furthermore, an agent-based simulation model (PowerACE) is used to investigate different energy scenarios with regard to the development of the electricity market. In the first scenario, all present market designs (implemented capacity remuneration mechanisms) are represented according to the legislation at the time of this study. As a second scenario, a so-called energy-only market (EOM) is assumed in all surrounding countries of Switzerland (Germany, France, Italy and Austria). In both scenarios, the development of wholesale electricity prices and power plant capacity is examined. The results of the agent-based model also show that wholesale electricity prices are highly dependent on developments in neighbouring countries, independently of the scenario chosen. This dependency is even expected to increase as a result of the expansion of trading capacities. With regard to power plant capacities, there are only minor differences in the scenarios examined. In the scenario with capacity remuneration mechanisms in neighbouring countries, for instance, less flexible power capacity is built in Switzerland. This can be explained by the higher capacity in neighbouring countries and the possibility of importing electricity. The installed flexible power plant capacity, together with the use of hydropower capacities in Switzerland, enables a high level of generation adequacy. Regardless of the scenario, rising prices are expected on the wholesale market due to the assumption of rising CO₂ certificate and fuel prices with at least constant or rising demand.

In addition, the wholesale market prices of the scenarios simulated with the agent-based model are used to examine the support schemes for renewable energies (in particular the fixed feed-in tariffs and direct marketing combined with the market premium model). Due to rising wholesale electricity prices, a decline in the funding volume can be observed in the medium term, as an increasing share of investment expenditures can be refinanced by revenues on the electricity market. However, an increase in the total subsidy volume is again to be expected as a result of the over-proportional increase in the number of photovoltaic systems assumed from 2030 onwards (without assuming a degression of the feed-in tariffs). The declining specific investments should therefore be countered with a reduction of the feed-in tariffs in order to benefit from the declining price developments for renewable energy installations in the overall system.

The simulated wholesale prices in the two scenarios are also the basis for investigating the operational revenues of Swiss hydropower (storage and pumped storage) using an optimal stochastic control model. The results show that the expected electricity prices on the wholesale market are likely to lead to higher revenues for storage and pumped storage power. For seasonal storage power plants, which have a significant natural water inflow, a significant increase in market revenues can be expected in both scenarios as early as 2030, as the average price level strongly increases. For pure pumped storage power plants with short filling cycles, the increase in market revenues is smaller in the mid-term, as this type of power plant is dependent on price fluctuations that increase only slightly until 2030. In the long term, however, pumped storage facilities are able to benefit from the sharp increase in price volatility in both scenarios. In the EOM scenario, in particular, large price fluctuations occur leading to optimal, high-frequency pump-turbinization cycles. However, this could have a negative impact on the technical feasibility of the plant if all these price fluctuations are exploited. By the year 2050, the general price level will again rise strongly relative to 2030, so that storage power plants without (or with relatively low pumping capacity) will also be able to further increase revenues.

The analysis of the secondary control reserve in the scenarios for 2030 and 2050 refers primarily to the relationship between wholesale electricity prices and control reserve prices. It turns out that a lower limit for the minimum expected secondary control reserve price is determined solely by the fluctuations of the wholesale electricity price, so that secondary control reserve prices should also rise proportionally in the future.

The analyses lead to the conclusion that, due to price dependencies, the Swiss authorities should monitor the development of wholesale prices for electricity, capacity and generation adequacy in neighbouring countries in order to be able to react appropriately to significant changes, in particular when the level of generation adequacy is at risk. However, the results also show that the current market design changes in the neighbouring countries do not have a negative impact on generation adequacy in Switzerland and that therefore the introduction of a capacity remuneration mechanism in Switzerland is not necessarily required. With regard to the strong increase in revenues for hydropower (in both scenarios), Swiss hydropower could, under the assumptions and under the given regulation, play the role of a profitable source of income in the medium term.

Related documents

• Impact of different market designs in the CWE market area on electricity prices and on the competitiveness of Swiss hydropower [PDF] 47'517 kB

Final report (French)

Cette étude examine les effets des changements de conception du marché dans les pays voisins sur le marché suisse de l'électricité et en particulier sur la rentabilité de l'énergie hydraulique suisse. Dans un premier temps, un modèle économétrique basé sur une régression linéaire multiple sera développé afin d'identifier et de quantifier les variables qui influencent les prix de l'électricité en Suisse sur le marché de gros. Les résultats indiquent que la charge française et le prix de gros de l'électricité en Suisse interagissent fortement pendant les périodes de pointe en raison du couplage du marché de l'électricité. De fortes corrélations sont observées entre les prix de gros de l'électricité en Allemagne, en France et en Suisse au printemps et en été. De plus, la production d'énergie éolienne et photovoltaïque allemande au printemps et en été a un impact négatif sur les prix de gros de l'électricité en Suisse, bien que cet effet diminue au cours de l'automne et de l'hiver. En hiver, les prix de gros de l'électricité en Suisse suivent principalement les cours du prix de gros de l’électricité en Italie et en France.

Un modèle de simulation basé sur des agents (PowerACE) est utilisé pour étudier les scénarios de l'industrie énergétique relatifs au développement du marché de l'électricité. Dans le premier scénario, tous les modèles de marché (mécanismes de capacité mis en œuvre) ont été choisis car ils correspondaient à la situation politique au moment de l'étude. Le deuxième scénario était basé sur l’hypothèse d’un marché dit de l'énergie uniquement dans tous les pays limitrophes de la Suisse (Allemagne, France, Italie et Autriche). Dans les deux scénarios, l'évolution des prix de gros de l'électricité et de la capacité des centrales électriques est examinée en particulier. Les résultats du modèle basé sur les agents montrent que les prix de gros de l'électricité dépendent fortement de l'évolution dans les pays voisins, quel que soit le scénario choisi et que les prix de gros ont tendance À augmenter en raison de l'expansion des capacités commerciales. En ce qui concerne les capacités des centrales électriques, il n'y a que des différences mineures dans les scénarios examinés. Dans le scénario avec des mécanismes de capacité dans les pays voisins, par exemple, des centrales moins flexibles sont construites en Suisse. Cela peut s'expliquer par la capacité plus élevée dans les pays voisins et la possibilité d'importer de l'électricité. La capacité de production flexible des centrales électriques ainsi que l'utilisation des capacités hydroélectriques en Suisse permettent d'assurer un haut niveau de sécurité de production. Quel que soit le scénario, on s'attend à une hausse des prix sur le marché de gros en raison de l'hypothèse d'une hausse des prix des certificats de CO2 et des prix des carburants avec une demande au moins constante ou croissante.

Les prix de gros des scénarios simulés à l'aide du modèle d’agents sont utilisés pour examiner les mesures de soutien aux énergies renouvelables (en particulier le tarif de rachat fixe et le marketing direct combinés avec le modèle de prime de marché). En raison de la hausse des prix de gros de l'électricité, une baisse du volume des subventions peut être observée à moyen terme, étant donné qu'une part toujours plus importante des dépenses d'investissement peut être générée par les recettes sur le marché de l'électricité. Toutefois, on peut à nouveau s'attendre à une augmentation du volume total des subventions en raison de l'augmentation supérieure à la moyenne du nombre d'installations photovoltaïques prévues à partir de 2030 (sans supposer une dégressivité du tarif de rachat). Pour cette raison, la baisse des investissements spécifiques devrait également être compensée par une baisse des tarifs de rachat afin de pouvoir bénéficier également de l'évolution favorable des prix des énergies renouvelables dans l'ensemble du système.

Les prix de gros simulés dans les deux scénarios servent également de base à l'analyse des recettes d'exploitation de l'énergie hydraulique suisse (stockage et pompage-turbinage) au moyen d'un modèle de régulation stochastique optimal. Les résultats montrent que les prix de l'électricité attendus sur le marché de gros seront susceptibles d'entraîner une hausse des recettes provenant du stockage et de l'accumulation par pompage. Pour les centrales à accumulation saisonnière, dont l'apport d'eau est important et naturel, on peut s'attendre à une augmentation significative des recettes du marché dès 2030 dans les deux scénarios, le facteur décisif étant le niveau moyen des prix, qui augmente fortement dans les deux scénarios. Pour les centrales de pompage-turbinage pures à cycle de remplissage court, l'augmentation des recettes du marché est plus faible à moyen terme jusqu'en 2030, car ce type de centrales est tributaire d'importantes fluctuations de prix qui, si elles augmentent légèrement en 2030, augmentent néanmoins moins que le niveau moyen des prix. A long terme, d'ici 2050, les centrales de pompage-turbinage pourront encore mieux profiter de la forte augmentation de la variabilité des prix dans les deux scénarios. Dans le scénario du marché de l'énergie uniquement, en particulier, de fortes fluctuations de prix se produisent, ce qui conduit à des cycles de basculement pompe-turbinisation haute fréquence optimaux, qui ont toutefois un impact négatif sur la faisabilité technique de l'exploitation de ce potentiel.