Local versus Global Electricity Markets

Energiegebruikers investeren in zonnepanelen, batterijen en smart-home
energiemanagement systemen. De opkomst van nieuwe technologieën creëert
zowel opportuniteiten als uitdagingen. Opportuniteiten ontstaan waar
eindgebruikers de mogelijkheid hebben om in te spelen op marktsignalen.
Nieuwe noden ontstaan dan weer wanneer elektriciteitsnetten bijvoorbeeld een
wijziging in topologie ondergaan. Gedistribueerde hernieuwbare energiebronnen,
elektrische voertuigen and energieopslag hebben een impact op distributienetten.
Het volledig benutten van nieuwe opportuniteiten vereist dat eindgebruikers
toegang hebben tot de elektriciteitsmarkt. Optimaal gebruik van gedistribueerde
energiebronnen veronderstelt daarenboven het in kaart brengen van de noden
en beperkingen van distributienetten. Deze thesis behandelt vraagstukken
met betrekking tot de coördinatie van de aankoop van vraagrespons en is
ingedeeld in twee grote delen. Het eerste deel focust op de integratie van
vraagrespons in de groothandelsmarkt (“wholesale market”) voor elektriciteit.
In het tweede deel worden de lokale noden van elektriciteitsnetten bestudeerd
en wordt geanalyseerd hoe eindgebruikers op een gecoördineerde manier lokale
flexibiliteitsdiensten kunnen aanbieden.
Deel 1 van de thesis focust op de integratie van vraagrespons in de
groothandelsmarkt voor elektriciteit. Vraagrespons dient geaggregeerd te worden
om een verschil te maken op de groothandelsmarkt. Die aggregatie van flexibele
vraag leidt tot uitdagingen voor het ontwerp van de elektriciteitsmarkt, meer
bepaald wat betreft de precieze interacties tussen actoren, aankoopprocedures
en vergoedingen. Bovendien heeft aggregatie ook effecten op de huidige
marktspelers. Een aggregator verhandelt flexibiliteit van eindgebruikers die reeds
een bestaand contract hebben met energieleveranciers. Die laatste voorspellen
de energienoden van hun klanten en handelen ernaar op de markt. Wanneer een
derde partij, in dit geval een aggregator, eveneens beslissingen neemt op basis van
voorspeld verbruik, kunnen conflicten ontstaan. De onderliggende mechanismen
van deze conflicten worden in detail belicht. Eén van de bevindingen is
dat wanneer eindgebruikers hun consumptiepatroon flexibel aanpassen in een
bepaald uur, ze dit meer dan waarschijnlijk compenseren op een later tijdstip
(“rebound” effect). Acties van aggregatoren beïnvloeden de inkomsten van
evenwichtsverantwoordelijken (balancing responsible parties of BRPs) op twee
niveaus: Inkomsten gegenereerd uit activiteiten op de groothandelsmarkt en
inkomsten uit retail activiteiten.
Mogelijke compensatievergoedingen tussen een aggregator en de BRP van
de eindgebruiker, worden via een empirische benadering gemodelleerd. De
evenwichtsverantwoordelijke is gemodelleerd als een eigenaar van een portfolio
bestaande uit zowel elektriciteitsopwekking als verbruik. Het model optimaliseert
de activering van vraagrespons door een aggregator naar de best mogelijke
momenten. Hieruit blijkt dat vraagrespons ingezet wordt zolang de compensatievergoeding lager is dan de piek en dal marktprijzen. Vraagrespons leidt tot
een arbitrage-effect in de elektriciteitsmarkt en kan daarom voordelig zijn voor
een partij met evenwichtsverantwoordelijkheid.
Deel 2 van de thesis focust op de mogelijkheden die vraagrespons bieden op
lokaal niveau. In deel 1 kwamen vooral de voordelen op de groothandelsmarkt
aan bod, terwijl in deel 2 flexibiliteit ingezet wordt voor het oplossen van
lokale netproblemen en het vermijden van investeringen in het elektriciteitsnet.
Noch in literatuur, noch in lopende projecten werd een consensus gevonden
voor een ideaal kader voor de aankoop en inzet van lokale flexibiliteit.
De transmissienetbeheerder (TNB), de distributienetbeheerder (DNB), een
onafhankelijke aggregator en een derde partij zijn mogelijke actoren die de rol van
lokale markt operator kunnen opnemen. Deze thesis stelt een methode voor om
te analyseren welke noden door lokale flexibiliteit in het distributienet opgelost
kunnen worden. Criteria voor de vraag naar en de prijs van flexibiliteitsdiensten
worden gedefinieerd vanuit het standpunt van een DNB. De waarde van
flexibiliteit voor een DNB wordt bepaald door een analyse van de besparingen
gerealiseerd door het vermijden van netinvesteringen. De methodologie werd
getest aan de hand van een use case met betrekking tot congestie in een
distributienet.
In een eerste gevalstudie, koopt de DNB rechtstreeks flexibiliteit op aan
de reële kost met het oog op het vermijden van netinvesteringen. Hieruit
blijkt dat het gebruik van flexibiliteit kan leiden tot 2/3 kostenbesparingen
in vergelijking met traditionele netinvesteringen. Een tweede gevalstudie richt
zich op een aggregator die zijn winsten maximaliseert. In dit geval concurreert
een DNB met een BRP om flexibiliteit te bekomen voor het oplossen van
netproblemen. De vraag naar en waardering van flexibiliteit voor een BRP
worden behandeld. De BRP heeft nood aan flexibiliteit om afwijkingen van
voorspelde hernieuwbare energieproductie op te vangen. Als gevolg hiervan,
is een BRP bereid te betalen voor flexibiliteit zolang de kost lager is dan
de onbalanskosten. De DNB en de BRP hebben echter een verschillende
tijdshorizon voor het nemen van beslissingen. Een DNB moet op voorhand
beslissen flexibiliteit aan te kopen of het distributienet te versterken, terwijl een
BRP flexibiliteit bijna real time nodig heeft. Een aggregator moet bijgevolg
beslissen aan wie hij vooraf bilateraal flexibiliteit verkoopt. Uit de analyse blijkt
dat de betalingsbereidheid van DNBs in de meeste gevallen groter is dan BRPs.
Er is nog een lange weg te gaan voor eindgebruikers om effectief en doelbewust
invloed te hebben op elektriciteitsmarkten en netten. Deze thesis geeft inzichten
voor verschillende exploitatiemogelijkheden van flexibiliteit, zowel op het niveau
van groothandelsmarkten als op lokaal niveau.