Diese Arbeit geht der Frage nach, ob sich durch die stattfindende Transformation zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem in Deutschland auch Marktchancen für innovative Marktteilnehmer, insbesondere für Speicherbetreiber, herausbilden. Die ökonomischen Effekte, die in Energiesystemen mit hohen Anteilen an variablen erneuerbaren Energien (vEE) auftreten, können durch deren Integrationskosten gemessen werden. Die wissenschaftlichen Untersuchungen in Bezug auf den zusätzlichen Speicher- bzw. Flexibilitätsbedarf für ein solches Energiesystem setzen häufig bei den Ungleichgewichten in der Systembilanz an. Den jeweiligen Methoden liegen jedoch unterschiedliche Annahmen und Rahmenbedingungen zu Grunde, sodass die Ergebnisse nur eingeschränkt miteinander verglichen werden können. Der stündlich schwankende Großhandelspreis an der Strombörse ist ein wichtiger Indikator, um den Flexibilitätsbedarf zu signalisieren. Viele Analysen legen historische oder auch prognostizierte Preiszeitreihen für eine Bewertung von Speicheroptionen zu Grunde. Jedoch wird dabei die Rückkopplung der Betriebsweise eines Energiespeichers auf die Marktpreise außen vor gelassen. In dieser Arbeit wird deshalb eine Methode entwickelt, um den Einfluss eines steigenden Marktvolumens an Speichern und anderen Flexibilitätsoptionen auf die Spotmarktpreise abzuschätzen. Untersucht wird der Einfluss des Speichereinsatzes auf die Stromnachfrage und die Spotmarktpreise in 2020 sowie 2030. Die hierfür zu definierenden Szenarien für den Strommarkt werden modellgestützt abgebildet und ausgewertet. Für die Beantwortung der Fragestellung werden techno-ökonomische Modelle, z.B. das Strommarktmodell MICOES zur Kraftwerkseinsatzplanung, das Modell DeSiflex zur Glättung der Residuallast durch integrierte Flexibilitätsoptionen sowie das Modell Arturflex zur Abschätzung der Arbitragegewinne durch Einsatz von Flexibilitätsoptionen am Spotmarkt, herangezogen.

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This thesis develops and applies methodological approaches for the analysis of intraday markets for electricity which are organised as continuous double auctions. The focus is to improve the understanding of how balancing forecast errors from weather-dependent renewable energy sources influences the outcomes of continuous intraday markets. This is important as it helps to assess how large amounts of renewable capacity can be utilised cost-efficiently and without stressing security of supply. In a first step, the thesis proposes a (non-mathematical) model of a continuous intraday market to show how the direction of the forecast error determines transactions between market participants, how these transactions relate to the formation of prices, and how the market integration of renewables can be improved. In a second step, the thesis provides a foundation for quantitative market analyses by modelling price-setting decisions for power generators and electricity demanders. This makes it possible to show that information on market participants' technical characteristics enables informed predictions of their market behaviour. In a third step, the thesis presents a computer simulation of a continuous intraday market. Implementing the simulation approach for the German power system allows calculation of the costs associated with the uncertain feed-in from renewables.

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This master thesis deals with the question how you could use “demand side management” to influence the consumer on the energy market. Because of the increasing part of the renewable energy the stability in the energy production will drop. With new technology the building of energy storages will be one way to deal with the problem. Another way is to influence the consumer. Firstly the thesis will give a brief overview about the current development of renewable energy. This includes the production time and location of every energy sources. After that the next chapter is about the consummation side of the energy market with the prices. A detailed examination will show the biggest groups of demander and their location and time of consumption. The third chapter will describes the German electricity market including the main problems with demand side management on this market: the low price elasticity. The last chapter will take in the actual demand side management. Methods and applications will show a possible way to overcome the main problem but can’t bring a universal solution. The reasons are the low amount of data referring to renewable energy and applied demand side management and the development of a new market with a less of fossil fuel. The new market would change all actual concepts of pricing and vice versa the consumption.