The electricity high voltage transmission networks are interconnected over most of the continents but this is not the case of the power system organizations. Indeed, as described with the concept of integrated power system, the organization over these large networks is divided by several kinds of internal borders. In this context, the research object, the cross-border coordination of operation, is a set of coordination arrangements over internal borders between differing regulatory, technical and market designs. These arrangements can include for instance the famous market couplings, some cost-sharing agreements or common security assessments among several other solutions. The existence and improvement of the cross-border coordination of operation can be beneficial to the whole integrated power system. This statement is verified in the European case as in 2012 where several regional and continental coordination arrangements are successfully implemented.In order to benefit from the European experience and contribute to support the European improvement process, this thesis investigates the cross-border coordination of operation in the European case with four angles of study. First, a modular framework is built to describe the existing solutions and the implementation choices from a regulatory point of view. Second, the thesis analyses the tools available to assess the impact of an evolution of the cross-border coordination. Third, the role of the European Union (EU) is described as critical both for the existing arrangements and to support the improvement process. The last angle of study focuses on two dimensions of the economic modes of coordination between transmission system operators.

La transition énergétique, en partie caractérisée par le déploiement massif des énergies renouvelables, a relancé un débat de longue date sur les architectures de marché fournissant les meilleures incitations aux investissements dans les marchés libéralisés de l’électricité. Ces incitations sont essentielles pour garantir la sécurité d’approvisionnement à long terme. Pour choisir l’architecture de marché adéquate, les décideurs publics doivent évaluer et comparer les performances économiques des solutions disponibles. La présente thèse complète la littérature sur les incitations aux investissements et la sécurité d’approvisionnement en étudiant trois aspects importants : (i) le comportement des marchés de l'électricité en présence d’acteurs averses au risque, (ii) la compatibilité entre les incitations des acteurs à mettre leurs actifs sous cocon et les objectifs de sécurité d’approvisionnement et (iii) les performances économiques de différentes architectures de marché dans un contexte de forte pénétration des énergies renouvelables. Pour ce faire, une modélisation de type System Dynamics est utilisée pour représenter les dynamiques de long terme résultant des décisions des acteurs dans un marché libéralisé. La thèse est organisée en trois chapitres correspondant à chacun des points mentionnés ci-dessus. Les principaux résultats sont les suivants : Premièrement, les mécanismes de capacité sont nécessaires pour faire face aux effets néfastes de l’aversion au risque des investisseurs. Ce phénomène affecte de manière significative les marchés de l’énergie de type energy-only, qui subissent alors une baisse des investissements et des pénuries plus importantes. Les marchés de capacité résistent mieux à l’aversion au risque des investisseurs. Cependant, cette résilience dépend du plafond des prix dans les enchères de capacité. Pour qu'une telle architecture de marché donne des résultats satisfaisants en termes de sécurité d’approvisionnement, ce plafond de prix doit tenir compte du risque d'investissement supporté par les acteurs. Deuxièmement, si les acteurs du marché en ont la possibilité, leurs décisions de mettre leurs actifs sous cocon peuvent modifier les dynamiques d'investissement et de fermeture à long terme. En outre, dans un monde caractérisé par des actifs indivisibles, cette possibilité augmente le niveau de coordination nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement. Cela est particulièrement vrai pour les marchés de type energy-only, dans lesquels la mise sous cocon augmente le niveau des pénuries, au point de contrebalancer les économies de coûts qu’elle génère. En revanche, les marchés de capacité peuvent fournir la coordination nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement même lorsque les acteurs ont la possibilité de mettre leurs actifs sous cocon. Troisièmement, parmi les architectures de marché proposées dans la littérature, les marchés de capacité apparaissent comme la meilleure solution du point de vue du surplus social. Néanmoins, du point de vue des investisseurs, et dans certaines conditions liées à une forte pénétration des énergies renouvelables, les marchés de capacité avec des contrats annuels ne suppriment pas entièrement le problème dit de "missing money". Les résultats indiquent que l'attribution de contrats de capacité pluriannuels atténue le problème. / The ongoing energy transition, partly characterized by the massive deployment of renewables, has reignited a long-lasting debate on the best market design options to provide adequate investment incentives and ensure capacity adequacy in liberalised electricity markets. To choose the appropriate market design, policymakers need to assess and compare the economic performances of available solutions in terms of effectiveness and cost-efficiency. This dissertation complements the existing literature on market design for long-term capacity adequacy by focusing on three research topics: (i) understanding how electricity markets perform under different assumptions regarding investors’ risk preferences, (ii) analysing the compatibility of private agents’ incentives to mothball capacity resources with security of supply objectives and (iii) assessing the economic performance of different market designs in a context of a high penetration of renewables. To this end, the System Dynamics modelling framework is applied to represent long-term dynamics resulting from private agents’ decisions in liberalised electricity markets. The dissertation is organised in three chapters corresponding to each of the topics mentioned above. The main results are outlined below. Firstly, capacity remuneration mechanisms are necessary to deal with the detrimental effects of investors’ risk aversion. Energy-only markets are significantly affected by this phenomenon as they experience reduced investment incentives and higher levels of shortages. Capacity markets are more resilient to private investors’ risk aversion. However, this resilience depends on the level of the price cap in the capacity auctions. For such a market design to provide satisfactory outcomes in terms of capacity adequacy, this price cap should account for the investment risk faced by market participants. Secondly, when market participants have the possibility to mothball their capacity resources, these mothballing decisions can potentially modify investment and shutdown dynamics in the long run. Furthermore, in a world with capacity lumpiness (i.e. indivisibilities), mothballing increases the level of coordination needed to ensure capacity adequacy. This is especially true in energy-only markets, where mothballing increases the level of shortages to an extent that seems to overweigh the cost savings it generates at system level. Capacity markets can provide the required coordination to ensure capacity adequacy in a world with mothballing. Thirdly, among proposed market designs in the literature, capacity markets appear as the preferable solution to ensure capacity adequacy from a social welfare point of view. Nevertheless, from a private investor’s perspective and under certain conditions related to high penetration of renewables, capacity markets with annual contracts do not entirely remove the so-called “missing money” problem. The results indicate that granting multiannual capacity contracts alleviates the problem.

The traditional electricity market, holding centralized authority over consumers, is no longer adequate seeing a shift towards a more electrified, decentralized, and digitalized society. Increased energy prices, raising concerns about climate change, and tightening governmental regulations have resulted in that an extensive diffusion of renewable energy sources has evolved. This development is expected to change the structure of the sector, despite that an appropriate market design that can deal with these remains to be identified. The purpose of this study was to investigate how a business model of a digital platform, managing energy trading within a local community could be designed. This study contributes to a new dimension of energy transitions within a Multi-Level Perspective by studying a particular field of the transition in terms of flexibility market platforms. The rising need for flexible solutions, making the consumer a prosumer, and enabling shared energy through a digital platform involves uncertainty and challenges, where a suitable business model linking new technology to the emerging market needs to be defined. Despite the novelty of the research field of local energy markets, the aim of investigating business model designs for a local energy market platform has been reached through an exploratory case study and integration of theories from several fields. This study makes an analytical contribution of investigating five pioneering projects, all developing digital platforms enabling integration of flexibility into the electricity market. This further contributes to the design-implementation gap of theories when developing a local energy market, by suggesting the most vital parameters to take into account. Based on the findings, a suggestion on a suitable business model design and a corresponding market design was developed. The main objective of the proposed market design is to serve as a basis to bring forward flexibility available from prosumers and their controllable demand and supply arrangement, including renewable energy technology generation and storage devices. The intention is to maintain a balanced and transparent distribution network at the lowest possible costs, while, at the same time functioning as reserve storage towards the main grid, reducing the risk of capacity shortage. Additional insights were raised that can be helpful in the evaluation of utilizing flexibility energy assets before making grid investments, following the recently presented recommendation of the EU's Clean Energy package. / Den traditionella elmarknaden, karaktäriserad av en centraliserad styrning, är inte längre hållbar då utvecklingen av marknaden går mot ett allt mer elektrifierat, decentraliserat och digitaliserat samhälle. Ökande energipriser, växande oro för klimatfrågor tillsammans med en allt snävare reglering av energimarknaden har resulterat i en omfattande ökning av förnybara energikällor. Denna utveckling förväntas förändra sektorns struktur, där en lämplig marknadsdesign som kan hantera detta återstår att identifiera. Syftet med denna studie var att undersöka hur en affärsmodell för en digital plattform, anpassad för att hantera lokal energidelning, kan utformas. Denna studie bidrar till en ny dimension av energitransformationen från ett multi-nivå-perspektiv genom att studera ett särskilt område av övergången i form av flexibla marknadsplattformar. Det ökande behovet av flexibla lösningar, där konsumenter blir prosumenter och energi delas lokalt via digitala plattform innebär osäkerheter och utmaningar. En lämplig affärsmodell som kan anknyta de nya tekniska lösningarna som krävs till lokala energimarknader bör därav definieras. Trots att forskningsområdet som berör lokala energimarknader kan anses relativt nytt och delvis outforskat, har målet att undersöka affärsmodellkoncept för en lokal energimarknadsplattform uppnåtts genom en fallstudie och iterationer av teorier inom flertalet områden. Denna studie bidrar med en analytisk undersökning av fem innovativa projekt som alla utvecklar digitala plattformar för att möjliggöra integrering av flexibilitet till elmarknaden. Detta bidrar även till det kunskapsgap som har identifierats mellan design och implementering fas vid utvecklandet av lokala energimarknader, genom föreslagna parameter som anses grundläggande och som bör tas hänsyn till. Baserat på resultatet presenterades ett förslag på en lämplig design för affärsmodell samt en tillhörande marknadsdesign. Huvudsyftet med den föreslagna marknadsdesignen är att utgöra en grund för gynnandet av en mer flexibel elektricitet hantering. Detta möjliggörs genom introduktionen av prosumenter till marknaden, där allt mer elektricitet produceras från förnybara källor och där konsumtion samt produktion regleras med hjälp av integrerade lagringsenheter. Målet är att upprätthålla ett balanserat och transparent distributionsnät till lägsta möjliga kostnad, medan marknaden även fungerar som ett reservlager mot kraftnätet, vilket minskar risken för kapacitetsbrist runt om i Sverige. Ytterligare insikter från denna studie påvisar hur de befintliga energitillgångarna kan utnyttjas på ett mer flexibelt och effektivt sätt, vilka stöds av de nyligen presenterade rekommendationerna från EU:s Clean Energy-paket.

This thesis analyses the necessity for the establishment, main functions and the viability of the Turkish Wholesale Electricity Trading and Contracting Company, TETAS in the short, mean and the long term. In order to understand the necessity for the establishment of TETAS, Turkish Energy Policies such as the state-led energy policies and the competition based market orientation are put under scrutiny. The thesis also discusses whether Turkish Government has carried out a comprehensive, deterministic and effective &ldquo / Liberalization Policy&rdquo / in the electricity sector by looking at the present situation and the principles outlined in Laws No: 4628, 5654 and 5686 and the Strategy Paper. The dissertation then examines the life span of TETAS by looking at the impacts of the strategy paper, liberalization procedure of the overall electricity market and newly enacted laws such as Law No: 5654 and 5686 in the short, mean and the long term. In addition, TETAS is examined whether it is a &ldquo / monopoly&rdquo / or not in Turkish Electricity wholesale market by calculating the supply concentration of TETAS using the Herfindahl Hirschman Index. Despite the studies on the establishment of the liberal market such as the envisagement of Law No: 4628 and the strategy paper, this thesis study envisages that it is still not possible to talk about a liberal electricity market. In addition, it is also concluded that the statements outlined in Laws No: 5654 and 5686 hinder the overall liberalization efforts since these laws are postponing the liberalization of electricity sector and making the life span of TETAS longer. As a result, liberalization efforts on the electricity market are unsuccessful in the mean term and TETAS seems to hold its dominance position in the wholesale market as a state-owned wholesale trading company in the long run.

Mit den steigenden Anteilen der Wind- und Solarstromerzeugung als fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) wurden in den vergangenen Jahren aus der Energiewirtschaft, der Wissenschaft und Politik Forderungen laut, die FEE im Interesse einer effizienteren Förderung „besser“ in die liberalisierten Strommärkte zu integrieren (sog. Marktintegration der EE). Gefordert wird u. a., dass die FEE in Zukunft ähnlich wie die thermischen Kraftwerke ihre Stromproduktion an den Preissignalen der Großhandels-Strommärkte ausrichten, um somit zum besseren Ausgleich von Angebot und Nachfrage beizutragen. In die Diskussion zur grundlegenden Reform des EEG 2014 wurde u. a. die Einführung einer fixen statt variablen Marktprämie, einer kapazitiven Vergütung sowie die wettbewerbliche Ausschreibung anstatt administrativer Förderhöhen eingebracht. Investitionen in FEE-Anlagen als kapitalintensive Technologien sehen sich jedoch bei verstärkter Marktintegration unter den heute vorherrschenden Marktbedingungen – die primär auf einen thermischen Kraftwerkspark ausgelegt sind - zunehmenden Investitions- und Betriebsrisiken ausgesetzt, die durch Risikoaufschläge bei Eigen- und Fremdkapital in die Investitionskosten eingepreist werden. Neben steigenden Preisrisiken durch stärkere Preisvolatilitäten bei höheren FEE-Anteilen ergeben sich in Abhängigkeit der Förderinstrumente jedoch auch neue Mengenrisiken, da mit der Einführung der FEE-Direktvermarktung diese bei entsprechend niedrigen Preisen marktgetrieben abgeregelt werden. Durch den bereits in der Vergangenheit nachgewiesenen Merit-Order-Effekt und den Marktwertverlust der FEE durch den sog. Gleichzeitigkeitseffekt, stellt sich damit die Frage, ob sich ein System mit hohen Anteilen an FEE zukünftig rein marktendogen auf Basis eines Grenzkostenmarktes refinanzieren lässt. Mit Hilfe des im Rahmen der Dissertation weiterentwickelten agentenbasierten Strommarktmodells AMIRIS wurden zur Beantwortung der Fragestellung unterschiedliche Szenarioanalysen durchgeführt und auf der Akteurs- und Systemebene ausgewertet. Die stündlich aufgelösten Simulationsläufe von 2015-2035 zur Entwicklung der Refinanzierungsbedingungen der FEE, der FEE-Marktwerte sowie der assoziierten Fördereffizienz zur Erreichung der FEE-Ziele bei Anwendung einer variablen oder fixen Markt- sowie Kapazitätsprämie kommen dabei zu dem Ergebnis, dass die Refinanzierung eines allein marktendogenen Ausbaus von FEE-Anlagen unter den Bedingungen eines grenzkostenbasierten Strommarktes nicht möglich ist. Dies liegt primär an den zunehmend marktgetrieben abgeregelten Strommengen sowie den Marktwertverlusten durch den Gleichzeitigkeitseffekt. Problem ist hierbei, dass keiner der Anlagenbetreiber zum Zeitpunkt der Investition realistisch abschätzen kann, welcher Anteil der meteorologisch erzeugbaren Strommenge sich letztendlich am Markt absetzen lässt. Denn die vermarktbaren Strommengen hängen nicht nur vom Förderinstrument, sondern vor allem von der zukünftigen Flexibilität im System ab. Hinzu kommt, dass sich im Referenzszenario mit keinem der diskutierten Instrumente auch nur annäherungsweise die EE-Ausbauziele bis 2035 erreichen lassen. Zusätzlich kommt es beim derzeit implementierten EE-Direktvermarktungssystem über die Strombörse mit Wettbewerb zwischen den dezentralen Direktvermarktern bei der variablen Marktprämie zu ineffizienten Abregelungsentscheidungen, da in diesem Förderregime der Anreiz besteht, die stromgestehungskostentechnisch günstigsten FEE-Anlagen als erstes abzuregeln. Mit zunehmendem Anteil der FEE-Einspeisung wird es zukünftig bei einem dezentralen Direktvermarktungssystem außerdem zu hohen Informationsasymmetrien und damit einer ineffizienten Preisbildung im Stromgroßhandel kommen. Dies liegt an der Unkenntnis anderer Marktteilnehmer über die dezentrale Entscheidung abzuregelnder FEE-Mengen. Ein zentrales Direktvermarktungssystem mit einem sog. ‚Single-Buyer‘-Konzept könnte hier Abhilfe schaffen. Entgegen der vorherrschenden ökonomischen Theorie erweist sich die variable Marktprämie jedoch in allen untersuchten Szenarien als dynamisch effizienter als eine fixe Marktprämie, die wiederum effizienter wirkt als eine variable und fixe Kapazitätsprämie. Den größten Einfluss auf die absoluten als auch relativen Marktwerte der FEE; haben neben den Förderinstrumenten in absteigender Reihenfolge vor allem neue Stromverbraucher (P2X), ein zentrales statt dezentrales Direktvermarktungssystem, ein gleichmäßigeres Ausbauverhältnis zwischen Wind- und PV-Anlagen, eine gleichmäßigere Verteilung der Windanlagen zwischen Nord- und Süddeutschland, der flexible Einsatz von Biomasseanlagen, der Einsatz von Strom-zu-Strom-Speichern und zu relativ kleinen Anteilen auch eine systemdienlichere Auslegung der Anlagen (Schwachwindanlagen). Bessere Anreize zur Hebung der Flexibilitätspotentiale und damit bessere Integrationsmöglichkeiten der FEE bietet die Integration über die Stromvertriebe statt über den Stromgroßhandel. / With the increasing shares of wind and solar power generation as variable renewable energies (VRE), demands have been made in recent years from the energy industry, science and politics to integrate the VRE 'better' into the liberalised electricity markets in the interest of more efficient promotion (so-called market integration of renewables). One of the demands is that the VRE, like thermal power plants, should in future align its electricity production with the price signals of the wholesale electricity markets in order to contribute to a better balance between supply and demand. The discussion on the fundamental reform of the EEG 2014 included the introduction of a fixed instead of a variable market premium, a capacitive remuneration and a competitive tendering procedure instead of administrative subsidy amounts. Investments in VRE plants as capital-intensive technologies, however, are exposed to increasing investment and operating risks under today's prevailing market conditions - which are primarily designed for a thermal power plant park - as a result of increased market integration. In addition to rising price risks due to greater price volatility in the case of higher VRE shares, there are also new volume risks, depending on the support instruments used, as the introduction of VRE direct-marketing means that the power can be curtailed on a market-driven basis at correspondingly low prices. The merit order effect already proven in the past and the loss in market value of VRE due to the so-called simultaneity effect raise the question of whether a system with a high shares of VRE can be refinanced purely marketendogenously on the basis of a marginal cost market in the future. With the help of the agent-based electricity market model AMIRIS, which was further developed within the framework of the dissertation, different scenario analyses were carried out to answer the question and evaluated at the actor and system level. The hourly resolved simulation runs of 2015-2035 for the development of the refinancing conditions of the VRE, the VRE market values as well as the associated support efficiency in order to achieve the VRE targets with the application of a variable or fixed market and capacity premium come to the conclusion that the refinancing of a market endogenous expansion of VRE plants is not possible under the conditions of a marginal cost based electricity market. This is primarily due to the increasingly market-driven curtailment of VRE electricity volumes and the loss of market value due to the simultaneity effect. The problem here is that none of the plant operators can realistically estimate at the time of the investment what share of the meteorologically producible quantity of electricity can ultimately be sold on the market. This is because the quantities of electricity that can be marketed depend not only on the funding instrument, but above all on the future flexibility of the system. In addition, none of the instruments discussed in the reference scenario can even come close to achieving the renewable energy expansion targets by 2035. In addition, the currently implemented direct marketing system for renewables via the power exchange with competition between the decentralised direct marketers leads to inefficient curtailment decisions with regard to the variable market premium, since in this support regime there is an incentive to curtail the VRE plants with the lowest levelized-cost of electricity (LCOE) first. As the share of VRE increases, a decentralised direct marketing system will in future also lead to high information asymmetries and thus inefficient pricing in electricity wholesale. This is due to the unawareness of other market participants about the decentralised decision to curtailment VRE volumes. A central direct marketing system with a so-called 'single buyer' concept could remedy this situation. Contrary to the prevailing economic theory, the variable market premium proves to be dynamically more efficient than a fixed market premium in all scenarios examined, which in turn is more efficient than a variable and fixed capacity premium. The greatest influence on the absolute as well as relative market values of the VRE is exerted in descending order by new electricity consumers (P2X), a central instead of decentralised direct marketing system, a more even expansion ratio between wind and PV plants, a more even distribution of wind plants between northern and southern Germany, the flexible use of biomass plants, the use of electricity to electricity storage units and to relatively small proportions also a more system-oriented design of the plants (weakwind turbines). Better incentives to increase the flexibility potentials and thus better integration possibilities of the VRE are offered by the integration via the electricity utilities instead of the wholesale market.