Universität zu Köln

Müsgens, Felix (2005). The Economics of Wholesale Electricity Markets. PhD thesis, Universität zu Köln.

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Abstract

This dissertation is based on four articles. Chapter 2 is based on Growitsch and Müsgens (2005). In this chapter, we analyze the development of household electricity prices since the liberalization of the market in 1998. The chapter covers all components of the price, the wholesale component, and the transportation and distribution networks. We also discuss the developments of taxes and subsidies in the electricity market. The main result is that the liberalization appears to have had no significant impact on total consumer prices, as prices in 2004 are nearly the same as in 1998. However, a deeper analysis reveals significant differences between the price components: wholesale prices, which are at the focus of the other chapters in this dissertation, decreased significantly directly after the liberalization took place, but increased from 2001 to 2004. The latter effect is discussed in chapter 3. Despite this increase, wholesale prices are still lower in 2004 than they were in 1998. The costs for transportation and distribution networks decreased slightly but steadily over time. The prices of other cost components (Renewable energy act, CHP subsidies, taxes ), however, rose sharply after the liberalization. This result has serious implications, as it means that insubstantial reductions in household prices do not reveal much about the success of liberalization or the behavior of the electricity supply industry. Chapter 3 is based on Müsgens (2007). The chapter presents a model to calculate system marginal costs in electricity markets. The model is a dynamic linear optimization model including start-up costs, hydro storage and pump storage dispatch, and international power exchange in the equations. We apply this model to the German power exchange for the period from June 2000 to June 2003 and perform a competitive benchmarking study. We find that prices are very close to our model-derived competitive benchmark in a first period until August 2001: the difference between prices and benchmark is only 2% in this period. In the following period, observed market prices rise significantly; this rise is not reflected in the competitive benchmark: prices are nearly 50% above the competitive benchmark in this second period. We also show that this deviation mainly comes from the high demand periods in which capacity is scarce. This is in accordance with the theories of market power. Furthermore, the chapter contains several scenarios quantifying the price effects of non-convexities and other dynamic elements. Chapter 4 is based on Müsgens and Neuhoff (2005). As in chapter 3, we present a linear optimization model to determine the optimal dispatch. The model is extended to allow the analysis of the uncertainty brought into the market by wind power generation. We represent uncertainty by applying stochastic programming with recourse. We parameterize the model with historical data from the German power market and find that the short term costs for the integration of wind power are low, as there is sufficient capacity during most periods to provide balancing services. Chapter 5 is based on Kuntz and Müsgens (2005). The chapter presents a formal in-depth analysis of the effects of start-up costs on electricity markets. The chapter starts from a simplified version of the optimization problem in chapter 4. Using appropriate transformations (dualization of the original problem, rephrasing the dual and reconverting it into a modified primal problem), we can prove that the impact of start-up costs on the average price is very small, which was already suggested by the empirical analyses in chapters 3 and 4. Chapter 6 concludes the dissertation.

Item Type:	Thesis (PhD thesis)
Translated title:	Title Language Die Ökonomik von Großhandelsmärkten für Strom German
Translated abstract:	Abstract Language Die Dissertation analysiert die ökonomischen Zusammenhänge und Wechselwirkungen auf Großhandelsmärkten für Strom. Die Arbeit basiert auf vier Artikeln, die die Grundlage der vier Hauptkapitel bilden. Alle Papiere beschäftigen sich mit dem Großhandelsmarkt für Strom. Im Zentrum der Arbeit steht die Preisbildung unter Berücksichtigung dynamischer Zusammenhänge beim Kraftwerkseinsatz und die Approximation von Nicht-konvexitäten. Kapitel 2 analysiert die Entwicklung der Endverbraucherpreise für Strom bei Haushaltskunden seit der Liberalisierung in Deutschland im Jahr 1998. Die Haushaltspreise fallen insbesondere kurz nach der Liberalisierung deutlich, steigen jedoch danach wieder an. 2004 ist das Niveau von vor der Liberalisierung wieder erreicht. Die Aussage, die Liberalisierung sei damit gescheitert, greift jedoch zu kurz. Die Arbeit zeigt, dass der Wiederanstieg der Preise nach dem Jahr 2000 von den Preiskomponenten verursacht wurde, die der staatlichen Verantwortung unterliegen (EEG, KWK-G, Stromsteuer, ). Für diesen Preisanstieg können die Stromversorgungsunternehmen nicht verantwortlich gemacht werden. Allerdings stieg auch die Großhandelspreiskomponente seit 2000 an, wenn auch nicht in gleichem Maße. Kapitel 3 ist eine �competitve benchmarking�-Studie für den deutschen Markt. Am Anfang des Kapitels wird ein lineares Optimierungsmodell vorgestellt, mit dem der wettbewerbliche Benchmark geschätzt wird. Das in der Arbeit vorgestellte Modell ist dynamisch und modelliert außerdem die wichtigsten Regionen Europas. Die dynamische Komponente wird erreicht durch die simultane Optimierung von 72 charakteristischen Stunden je Monat (Werktag, Samstag, Sonntag). Auf diesem Wege können die Effekte der Anfahrtskosten und der Einsatz von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken im Modell endogen bestimmt werden. Der Außenhandel spielt ebenfalls eine wichtige Rolle im deutschen Markt, da dieser stark in den europäischen Markt integriert ist. Im Modell wird dies durch die simultane Optimierung des Kraftwerkseinsatzes in den wichtigsten europäischen Strommärkten erreicht. Die empirischen Ergebnisse dieser Benchmarking-Studie ergeben, dass die im Markt beobachteten Preise über einen langen Zeitraum (von der Eröffnung der Strombörse im Juni 2000 bis zum August 2001) im Durchschnitt sehr nah an den Modellschätzungen liegen (durchschnittliche Abweichung nur 2%). Diese Referenzperiode sagt somit sowohl etwas über die Qualität des Modells als auch über die Wettbewerbsintensität des Marktes aus. In einer zweiten Periode von September 2001 bis Juni 2003 entfernen sich jedoch die Marktpreise vom wettbewerblichen Schätzer des Modells. In dieser Phase liegen die Preise fast 50% über den kurzfristigen Grenzkosten. Kapitel 4 präsentiert eine Weiterentwicklung des Modellansatzes aus Kapitel 3. Die Reihenfolge der Optimierung ist nun echt sequentiell. Neben den dynamischen Effekten liegt ein zusätzlicher Schwerpunkt dieses Kapitels auf der Modellierung von Unsicherheit. Dies wird erreicht durch stochastische Programmierung mit Rekursion. Angewandt wird dieses Modell auf die kurzfristige Integration der Windkraft ins deutsche System. Ausgehend von der 24-Stunden-Prognose und den tatsächlich realisierten Einspeisungen werden Prognosefehlerrealisationen bestimmt. Die Kosten der Ausbalancierung dieser Prognosefehler wird mit dem beschriebenen Modell geschätzt. Es zeigt sich, dass gegenwärtig noch genug Reservekapazität im deutschen Markt vorhanden ist, um diese Fehler mit niedrigen Kosten auszugleichen. Kapitel 5 beinhaltet einen formalen Beweis zur Preiswirksamkeit der Anfahrtskosten. Deren Bedeutung wurde in Kapitel zwei und drei bereits empirisch analysiert. Hierbei wurde deutlich, dass sich die Anfahrtskosten deutlich auf die Preise auswirken. In Zeiten hoher Nachfrage steigen die Preise durch die Anfahrtskosten, in Zeiten niedriger Nachfrage sinken sie. Ein interessantes empirisches Ergebnis war jedoch auch, dass der zeitgewichtete Durchschnitt der Preise nahezu unverändert blieb. Dieses Phänomen wird im fünften Kapitel analysiert. Für ein vereinfachtes primales Problem kann bewiesen werden, dass der Durchschnittspreis nur von den Kosten der Erzeugungstechnologie mit den niedrigsten variablen Kosten abhängt. Der Einfluss der Anfahrtskosten auf den Durchschnittspreis ist gering. Die Arbeit entwickelt Modelle zur Analyse von Großhandelsmärkten für Strom. Diese Modelle können zur Quantifizierung verschiedener Fragestellungen eingesetzt werden. Einerseits können politische Fragen zum Marktdesign beantwortet werden: Wie viel Marktmacht ist im Markt? Was bringt ein weiterer Ausbau erneuerbarer Energien? Wie viel Regelenergie sollte vorgehalten werden? Die Modelle eignen sich aber auch zur Beantwortung betriebswirtschaftlicher Fragestellungen. Investitionsentscheidungen (neue Kraftwerke, Instandhaltung, Wirkungsgradsteigerungen, ) können ebenso analysiert werden wie Fragen zum optimalen Einsatz bestehender Kapazitäten. German
Creators:	Creators Email ORCID ORCID Put Code Müsgens, Felix muesgens@web.de UNSPECIFIED UNSPECIFIED
URN:	urn:nbn:de:hbz:38-17604
Date:	2005
Language:	English
Faculty:	Faculty of Management, Economy and Social Sciences
Divisions:	Faculty of Management, Economics and Social Sciences > Economics > Econometrics and Statistics > Professorship for Economic and Social Statistics
Subjects:	Economics
Uncontrolled Keywords:	Keywords Language Strommarkt , Strompreis , Energiewirtschaft , Optimierungsmodell , Marktmacht German Energy Economics , Electricity Price , Competitive Benchmarking , Optimization Model , Market Power English
Date of oral exam:	15 December 2005
Referee:	Name Academic Title Mosler, Karl Prof. Dr.
Refereed:	Yes
URI:	http://kups.ub.uni-koeln.de/id/eprint/1760