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Local Energy Markets - Simulative Evaluation and Field Test Application of Energy Markets on Distribution Grid Level

Schreck, Sebastian (2023)
Local Energy Markets - Simulative Evaluation and Field Test Application of Energy Markets on Distribution Grid Level.
Technische Universität Darmstadt
doi: 10.26083/tuprints-00023674
Ph.D. Thesis, Primary publication, Publisher's Version

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Item Type: Ph.D. Thesis
Type of entry: Primary publication
Title: Local Energy Markets - Simulative Evaluation and Field Test Application of Energy Markets on Distribution Grid Level
Language: English
Referees: Niessen, Prof. Dr. Stefan ; Steinke, Prof. Dr. Florian
Date: 2023
Place of Publication: Darmstadt
Collation: xxvii, 149 Seiten
Date of oral examination: 24 February 2023
DOI: 10.26083/tuprints-00023674
Abstract:

Widespread introduction of Distributed Energy Resources (DERs) such as volatile renewable generation, electric vehicles, heat-pumps and battery storages causes a paradigm shift of the power system. Traditional power systems with few large-scale power plants are expanded or replaced by millions of small- to medium-size DERs. Local Energy Markets (LEMs) are a promising approach to facilitate the optimal operation and dispatch of DERs and enhance grid-integration on regional grid levels. In this Thesis, a novel linear-optimization-based market model for LEMs is developed. The market matching problem aims to maximize the social welfare of participants while considering technical and financial aspects of participants’ assets and the distribution grid. A simulative framework is set-up to evaluate the model with regards to its capabilities to foster the optimal use of flexibilities, to provide sufficient financial incentives for participants and to improve grid-integration. Yearly simulations of LEMs and a benchmark case are carried out for three different grid types (rural, semiurban, urban) and scenario years ranging from 2020 until 2035 in 5 year steps. The simulation results reveal that self-consumption and self-sufficiency of the local energy system can be increased by 4 ... 23 and 1 ... 9 percentage points depending on the grid type when compared to a business as usual benchmark case. An analysis of possible designs for regulated electricity price components in LEMs shows that a reduction of feed-in and load peaks of 30 ... 64 % can be achieved when considering power fees in the market matching problem. The simulative evaluation also shows that the market model is able to generate temporal, spatial, and asset-specific prices signals. Depending on the grid type and its load-generation ratio, participants with generation assets have higher benefits in urban, load-dominated grids whereas consumers have higher benefits in generation-dominated rural and semiurban grids. Load forecast uncertainty is identified as one of the major challenges in LEMs. Compared to simulations with perfect foresight, benefits of market participants are substantially decreased taking into account typical electric load forecast errors on the level of individual households. The application of the market model in a six months field-test in Southern Germany demonstrates the real world applicability of the developed approach. The field-test confirms findings from the simulative evaluation regarding the implication of forecast errors and generated price signals. It additionally shows that market interfaces to the Distribution System Operator (DSO) might further increase grid-integration capabilities of LEMs. By taking into account active power constraints of the DSO, 1499 events of critical grid load could be avoided.

Alternative Abstract:
Alternative AbstractLanguage

Die fortschreitende Dezentralisierung des Energiesystems, getrieben durch den Ausbau erneuerbarer Energien, Elektromobilität, Wärmepumpen und Batteriespeicher, bewirkt einen Paradigmenwechsel im Stromversorgungssystem. Traditionelle Stromversorgungssysteme mit wenigen Großkraftwerken werden durch Millionen kleiner bis mittelgroßer verteilter Erzeuger erweitert bzw. ersetzt. Lokale Energiemärkte (LEMs) sind ein vielversprechender Ansatz für die optimale Betriebsführung verteilter Erzeuger, Verbraucher und Speicher sowie die Netzintegration auf regionaler Ebene. Diese Arbeit behandelt die Entwicklung eines neuartigen Marktmodells für LEMs basierend auf linearer Optimierung. Das Modell zielt darauf ab, den Gesamtnutzen der Marktteilnehmer unter Berücksichtigung finanzieller und technischer Randbedingungen der Anlagen, der Teilnehmer und des Verteilnetzes zu maximieren. Das Marktmodell wird durch ein Simulationsverfahren im Hinblick auf die optimale Nutzung von Flexibilitäten, die Schaffung finanzieller Anreize für die Teilnehmer sowie bezüglich Aspekten der Netzintegration untersucht. Jahressimulationen drei verschiedener Verteilnetztypen (ländlich, halbstädtisch, städtisch) werden für die Szenariojahre 2020, 2025, 2030 und 2035 durchgeführt. Dabei wird insbesondere der Betrieb des Energiesystems durch einen LEM mit einem Benchmark-Fall ohne eine Einführung eines LEMs verglichen. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass der Eigenverbrauch und der Autarkiegrad des lokalen Energiesystems abhängig vom Verteilnetztyp durch die Einführung eines LEMs um 4,3 ... 22,5 bzw. 1,1 ... 9,4 Prozentpunkte gesteigert werden können. Eine Analyse möglicher Ausgestaltungen von regulierten Strompreiskomponenten in LEMs zeigt weiterhin, dass eine potenzielle Reduktion von Einspeise- und Lastspitzen von 30 ... 64 % erreicht werden kann, wenn Leistungspreise im Marktmodell berücksichtigt werden. Die simulative Auswertung zeigt außerdem, dass das Marktmodell in der Lage ist, zeitliche, räumliche und anlagenspezifische Preissignale zu erzeugen. Abhängig vom Verteilnetztyp und dessen Last-/Erzeugungsverhältnis weisen Teilnehmer mit Erzeugungsanlagen in städtischen Netzen höhere wirtschaftliche Vorteile auf, wohingegen Verbraucher einen höheren Nutzen in erzeugungs- dominierten, ländlichen und halbstädtischen Netzen erreichen. Unsicherheiten von Lastprognosen stellen sich als eine der größten Herausforderungen von LEMs heraus. Verglichen mit Simulationen mit perfekter Vorraussicht werden die Vorteile der Marktteilnehmer erheblich verringert, wenn typische Lastprognosefehler auf der Ebene der einzelnen Haushalte berücksichtigt werden. Die Anwendung des Marktmodells in einem sechsmonatigen Feldversuch in Süddeutschland demonstriert die Praxistauglichkeit des entwickelten Ansatzes. Der Feldversuch bestätigt die Erkenntnisse aus der simulativen Untersuchung bezüglich des Einflusses von Lastprognosefehlern und Preisanreizen. Darüber hinaus zeigt der Feldtest, dass Marktschnittstellen zum Verteilnetzbetreiber die Netzintegrationsfähigkeit von LEMs weiter erhöhen können. Durch die Berücksichtigung von Wirkleistungsbeschränkungen konnten 1499 Fälle kritische Netzüberlastungen verhindert werden.

German
Status: Publisher's Version
URN: urn:nbn:de:tuda-tuprints-236747
Classification DDC: 600 Technology, medicine, applied sciences > 620 Engineering and machine engineering
Divisions: 18 Department of Electrical Engineering and Information Technology > Technology and Economics of Multimodal Energy Systems (MMES)
Date Deposited: 27 Apr 2023 12:10
Last Modified: 19 Jun 2023 09:29
URI: https://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/id/eprint/23674
PPN: 507318293
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