Essays on the Economics of Electricity Markets

The thesis at hand includes three distinct essays that analyze economic issues related to liberalized electricity markets. In the first essay, the effects of capacity mechanisms on the market structure in electricity markets are investigated. We consider a model with dominant firms and a competitive fringe and analyze the impact of price caps and capacity mechanisms on investments and market concentration. Whereas in static models lower price caps reduce the potential to exercise market power, we show that in our two stage model with endogenous investments, lower price caps result in an increase in market concentration, a higher frequency of capacity withholding and larger profits for the dominant firms. The second essay analyzes cross-border effects of capacity mechanisms. We consider a model with two connected countries that only differ in their capacity mechanisms, namely strategic reserves or capacity payments. In both countries, competitive firms invest in generation capacity before selling electricity on the spot market. We show that different capacity mechanisms lead to redistribution effects such that the country with strategic reserves is worse off, meaning the consumer costs are higher in this country. The third essay deals with the value of wind power and, more specifically, with the impact of the spatial dependence of wind power on its market value. We create a stochastic simulation model for electricity spot prices that captures the full spatial dependence structure of wind power by using copulas. We then calibrate the model with German data. We show that the specific location of a turbine, i.e., its spatial dependence with respect to the aggregated wind power in the market, is extremely important in determining its value. Many of the locations analyzed show an upper tail dependence that adversely impacts the market value

Essays on the economics and regulatory design of power systems

Regulation has always been at the core of power systems. Two of the most important reasons for regulatory interventions to be present in today's power systems are negative environmental externalities from power generation, and the fact that the power grid is a natural monopoly. Against this background, this thesis investigates several aspects of the economics and regulatory design of power systems with a focus on the generation and transmission sector. Specifically, it investigates design alternatives for the organization of the different economic activities in these sectors with the goal to induce short- and long-term efficiency. Novel approaches are suggested to identify and tackle economic and regulatory deficits. The specific challenges that are addressed stem from the time-varying and interdependent temporal and spatial distribution of production (especially, from variable renewable energies) and demand, as well as from the degree and exchange of information between different players in the supply chain for electric power. It is shown in the thesis that weak designs in these fields may entail significant losses of social welfare. Moreover, it provides insights and suggestions regarding the efficient handling of those challenges

Investigating the dependence between wind power production and electricity spot price for wind onshore farms in the Italian market

Σε αυτή την διπλωματική εργασία, εξετάζεται η αρνητική συσχέτιση μεταξύ της τιμής ηλεκτρικής ενέργειας στην spot αγορά και της παραγωγής αιολικής ενέργειας από χερσαία αιολικά πάρκα στην Ιταλική αγορά. Τα μαθηματικά μοντέλα ARMA-GARCH και LINEAR-GARCH και η μετρική γραμμικής συσχέτισης Pearson χρησιμοποιούνται για την εξέταση αυτής της συσχέτισης. Το μοντέλο GARCH χρησιμοποιείται για τη διερεύνηση της μεταβλητότητας της διακύμανσης των σφαλμάτων του μοντέλου. Παρά το γεγονός ότι η ανάπτυξη του μοντέλου διεξάγεται σε μια χρονική περίοδο που καλύπτει την πανδημία Covid-19 και τον πόλεμο της Ουκρανίας, πράγμα που σημαίνει ότι η χρονοσειρά των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας στην spot αγορά αποτελείται από πολλά ακραία γεγονότα, η αρνητική εξάρτηση υπάρχει. Η ανάπτυξη του μοντέλου χρησιμοποιείται για την απόδειξη της ύπαρξης της αρνητικής εξάρτησης, παρά για λόγους πρόβλεψης, καθώς τα ακραία γεγονότα της χρονοσειράς των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας στην spot αγορά δεν μπορούν να μοντελοποιηθούν εύκολα.In this thesis, the negative dependence between the electricity spot price and the wind onshore power production is examined regarding the Italian market. The mathematical models ARMA-GARCH and LINEAR-GARCH models and Pearson correlation metric are used to examine the dependence. The GARCH model is used to explore the variability of the model errors’ variance. Despite the fact that the model development is conducted in a time-period contained the Covid-19 pandemic and Ukraine war, meaning that the spot price time series consists of many extreme events, the negative dependence exists. The model development is used to prove the existence of the negative dependence, rather than for forecasting reasons, since the extreme events of the spot price time series cannot be modeled easily

A multifactor approach to modelling the impact of wind energy on electricity spot prices

We introduce a three-factor model of electricity spot prices, consisting of a determinis- tic seasonality and trend function as well as short- and long-term stochastic components, and derive a formula for futures prices. The long-term component is modelled as a L ́evy process with increments belonging to the class of generalised hyperbolic distributions. We de- scribe the short-term factor by L ́evy semistationary processes: we start from a CARMA(2,1), i.e. a continous-time ARMA model, and generalise it by adding a short-memory stochastic volatility. We further modify the model by including the information about the wind energy production as an exogenous variable. We fit our models to German and Austrian data in- cluding spot and futures prices as well as the wind energy production and total load data. Empirical studies reveal that taking into account the impact of the wind energy generation on the prices improves the goodness of fit

Complexity and the Economics of Climate Change: a Survey and a Look Forward

URL des Documents de travail : http://ces.univ-paris1.fr/cesdp/cesdp2016.htmlDocuments de travail du Centre d'Economie de la Sorbonne 2016.58 - ISSN : 1955-611XWe provide a survey of the micro and macro economics of climate change from a complexity science perspective and we discuss the challenges ahead for this line of research. We identify four areas of the literature where complex system models have already produced valuable insights: (i) coalition formation and climate negotiations, (ii) macroeconomic impacts of climate-related events, (iii) energy markets and (iv) diffusion of climate-friendly technologies. On each of these issues, accounting for heterogeneity, interactions and disequilibrium dynamics provides a complementary and novel perspective to the one of standard equilibrium models. Furthermore, it highlights the potential economic benefits of mitigation and adaptation policies and the risk of under-estimating systemic climate change-related risks

Designing Efficient Renewable Electricity Support Schemes

Most existing renewables support schemes distort location and dispatch decisions. Many impose unnecessary risk on developers, increasing support costs. Efficient policy sets the right carbon price, supports capacity not output, ensures efficient dispatch and location. The EU bans priority dispatch and requires market-based bidding, but does not address the underlying problem that payment is conditional on generation, amplifying incentives to locate in high resource sites. This article identifies the various distortions and proposes an auctioned contract to address location and dispatch distortions: a financial Contract for Difference (CfD) with hourly contracted volume proportional to local renewable output/MW, with a life specified in MWh/MW, adjusted for regional variations in correlation with total renewable output. This yardstick CfD delivers efficient dispatch while assuring but limiting the total amount of subsidy and not over-compensating high resource sites. The revenue assurance, with a government-backed counterparty, allows high debt:equity, dramatically lowering the subsidy cost

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

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 Re-gression erstellt, um die Treiber der Schweizer Strompreise am Elektrizitätsgroßhandelsmarkt zu be-stimmen. Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass die französische Last und der Schweizer Großhan-delsstrompreis in Spitzenlastzeiten aufgrund der Strommarktkopplung stark zusammenwirken. Dar-über 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 französi-schen Großhandelspreisen. Ferner werden mit einem agentenbasierten Simulationsmodel (PowerACE) energiewirtschaftliche Sze-narien bezüglich der Entwicklung des Strommarktes untersucht. Im ersten Szenario werden alle Markt-designs (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 Großhandelss-trompreise und der Kraftwerkskapazität untersucht. Auch die Ergebnisse des agentenbasierten Mo-dells verdeutlichen, dass eine starke Abhängigkeit der Großhandelsstrompreise von den Entwicklun-gen in den Nachbarländern, unabhängig vom gewählten Szenario, besteht oder sogar durch den Aus-bau der Handelskapazitäten noch zunimmt. Hinsichtlich der Kraftwerkskapazitäten ergeben sich nur geringe Unterschiede in den untersuchten Szenarien. So werden im Szenario mit Kapazitätsmechanis-men 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 Wasserkraftka-pazitäten 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 her-angezogen (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 über-proportionalen Zubau von Photovoltaikanlagen wieder mit einem Anstieg des Gesamtfördervolumens zu rechnen (ohne Unterstellung einer Degression der Einspeisevergütung). Deshalb sollte den sinken-den 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 sai-sonale 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 Preisni-veau. Langfristig können bis 2050 dann die Pumpspeicher in beiden Szenarien umso mehr vom star-ken 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 Regeldienstleistungsprei-sen. Es stellt sich heraus, dass eine Untergrenze für den minimal zu erwartenden sekundären Regel-dienstleistungspreis 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 kön-nen, insbesondere wenn das Niveau der Erzeugungssicherheit in Gefahr ist. Die Ergebnisse verdeutli-chen aber auch, dass die aktuellen Marktdesignänderungen keinen negativen Einfluss auf die Erzeu-gungssicherheit 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

Complexity and the Economics of Climate Change: A Survey and a Look Forward

Climate change is one of the most daunting challenges human kind has ever faced. In the paper, we provide a survey of the micro and macro economics of climate change from a complexity science perspective and we discuss the challenges ahead for this line of research. We identify four areas of the literature where complex system models have already produced valuable insights: (i) coalition formation and climate negotiations, (ii) macroeconomic impacts of climate-related events, (iii) energy markets and (iv) diffusion of climatefriendly technologies. On each of these issues, accounting for heterogeneity, interactions and disequilibrium dynamics provides a complementary and novel perspective to the one of standard equilibrium models. Furthermore, it highlights the potential economic benefits of mitigation and adaptation policies and the risk of under-estimating systemic climate change-related risks