Die politik-, technologie- und marktgetriebenen Entwicklungen des Strommarktes in Deutschland und Europa haben zu einem ungünstigen wirtschaftlichen Umfeld für konventionelle Kraftwerke geführt, wodurch umfangreiche Stilllegungen folgen könnten, die u. U. die Versorgungssicherheit gefährden könnten. Viele Länder Europas diskutieren deshalb die Einführung von Kapazitätsmechanismen. Die vorliegende Arbeit untersucht auf Basis einer Szenarioanalyse mit dem europäischen Strommarktmodell LICOES-Europe für die Jahre 2020, 2030, 2040 und 2050 Mengen-, Preis-, Gewinn- und Verteilungseffekte aus der Einführung von europaweiten strategischen Reserven (StR), europaweiten unilateralen zentralen Kapazitätsmärkten mit nationaler Autarkie (CMnat) sowie europaweiten zentralen Kapazitätsmärkte mit impliziter Beteiligung des Auslands (CMimp) im Vergleich zu einem Basisszenario mit reinem Energy-Only-Markt (EOM). Die Analyse wird durch ein Extremszenario ergänzt, in dem Deutschland als einziges Land auf einen Kapazitätsmarkt verzichtet (DEnoCM). Unter den gewählten Modellannahmen werden zukünftig massiv Überkapazitäten abgebaut und der Kraftwerkspark technologisch in Richtung Erdgas-KWK-Anlagen und Stromspeicher transformiert. Die Spotmarktpreise steigen massiv an. Die Einführung europaweiter strategischer Reserven hat im Vergleich die geringsten ökonomischen Effekte, erhöht die gesicherte Leistung allerdings nur leicht. Europaweite zentrale umfassende Kapazitätsmärkte führen hingegen zu späteren Stilllegungen, früheren Zu-bauten, großen Überkapazitäten und trotz leicht sinkender Spotmarktpreise zu hohen Marktkosten und Verteilungseffekten zu Lasten der Verbraucher und dezentralen Erzeuger und zu Gunsten besonders von Altanlagen in Deutschland und Batteriespeichern im Ausland. Bei kooperativen Kapazitätsmärkten fallen die Kapazitätseffekte deutlich geringer aus, wenngleich die Preis-, Kosten- und Verteilungseffekte ähnlich hoch liegen oder im Ausland sogar noch steigen. Verzichtet Deutschland als einziges Land auf einen Kapazitätsmarkt mit nationaler Autarkie, ist das Kapazitätsziel signifikant unterdeckt. Die Importabhängigkeit steigt um bis zu 14 TWh p.a. Im Vergleich zum Szenario mit Kapazitätsmarkt profitieren Verbraucher im In- und Ausland von den Verteilungseffekten.

Die kumulative Dissertationsschrift besteht aus zwei Teilen. Der erste Teil beleuchtet die Auswirkungen von erhöhten Mengen stromerzeugender erneuerbarer Energien auf den deutschen Strommarkt. In drei Papieren werden die Effekte von erneuerbaren Energien auf die Handelsbilanz, die Emissionsreduktionen und die Preisunsicherheit im Intraday-Markt in Deutschland mit Hilfe von Regressionsanalysen quantifiziert. Der zweite Teil adressiert die Kapazitätsberechnungen für internationalen Stromhandel im Rahmen von Flow-based Market Coupling. Diese Methodik löst sukzessive die bilateralen Handelskapazitäten ab und basiert ihre Kapazitätsbestimmung auf Netzberechnungen und einer Quantifizierung, wie sich Handel auf einzelne kritische Netzwerkelemente auswirkt. Dies ermöglicht im Durchschnitt höhere Handelskapazitäten, was zur Erreichung der deutschen und europäischen Ziele – hohe Versorgungssicherheit, bezahlbare Strompreise, bessere Integration von erneuerbaren Energien und schließlich die Dekarbonisierung der Stromsysteme – einen sehr wichtigen Beitrag leistet. In fünf Papieren werden einerseits statistische Ansätze für wichtige Prognoseparameter im Flow-based Market Coupling entwickelt, insbesondere Generation Shift Keys und die Prognose von konventionellem Kraftwerkseinsatz. Andererseits werden Optimierungsmodelle entwickelt, die den Prozess von Flow-based Market Coupling – Engpassprognose und Marktkopplung – komplett abbilden. Diese Schritte werden durch Engpassmanagement-Berechnungen ergänzt, um aktuelle Fragestellungen zu beantworten, wie z.B. die Wohlfahrtseffekte von Mindesthandelskapazitäten.:Summary Acknowledgments List of Figures Nomenclature and short definitions A Introductory background, research questions and conjunction of research articles A.1 Energy political goals and challenges of the European Union A.2 Fundamentals of electricity price formation, market coupling and congestion management A.2.1 The merit order: Formation of electricity prices in a country A.2.2 Market coupling: Enabling cross-border trade of electricity A.2.3 Congestion management: Averting the violation of physical grid constraints A.2.4 Trading capacities: Limiting cross-border exchange of electricity as a form of preventative congestion management A.2.5 Flow-based market coupling: Combining trading capacities, market coupling and congestion management A.3 Addressing the research questions A.3.1 Overview of articles as part of this cumulative dissertation A.3.2 Brief overview of used methods to address the research questions A.3.3 Relation and coherence of articles A.3.4 Main findings of articles A.3.5 Concluding remarks and further research References B Published and submitted articles B.1 Parsing the Effects of Wind and Solar Generation on the German Electricity Trade Surplus B.2 What caused 2019’s drop in German carbon emissions: Sustainable transition or short-term market developments? B.3 The effect of corrective short-term updates for wind energy forecasts on intraday electricity prices B.4 The impact of different strategies for generation shift keys (GSKs) on the flow-based market coupling domain: A model-based analysis of Central Western Europe B.5 Zone-wide prediction of generating unit-specific power outputs for electric grid congestion forecasts B.6 An Improved Statistical Approach to Generation Shift Keys: Lessons Learned from an Analysis of the Austrian Control Zone B.7 Do minimum trading capacities for the cross-zonal exchange of electricity lead to welfare losses? B.8 Toward a fundamental understanding flow-based market coupling for crossborder electricity trading

Within flow-based market coupling, the EU's preferred method for calculating cross-border trading capacities, recent regulatory changes stipulate minimum trading capacities, so-called minRAMs which have to be provided to electricity markets. Effectively, high predicted flows on considered electricity grid elements have to be reduced to reserve a minimum of the elements' capacities for cross-zonal trading. This analysis investigates if the adjustments made to meet this criterion, in the form of augmented trading domains, lead to higher amounts of curative congestion management. To quantify the effect of increasing minRAMs on overall welfare, the markets and grids of Central Western Europe are analyzed during two representative weeks of 2016. The results show the increasing market coupling welfare is more than offset by rising congestion management costs, leading to net welfare losses. In the best case, the generation plus congestion management costs within Central Western Europe rise by 7.25% when increasing the minRAMs from the current 20%–45% and a minRAM of 70% is 6.28% more expensive compared to a minRAM of 20%. The analysis derives policy recommendations for implementing the minRAM stipulation, with a particular focus on a cost-minimizing selection of generation shift keys, in general as well as situation-dependent terms.