Analysis of the behaviour of market participants in electricity markets through the introduction of a flexibility market in the distribution network

Abstract

Die rasch voranschreitende Integration dezentraler Energieressourcen wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Photovoltaikanlagen stellt eine erhebliche Herausforderung für die Stabilität von Niederspannungs-Verteilungsnetzen dar. Diese Arbeit untersucht das Potenzial lokaler Flexibilitätsmärkte, Transformatorenengpässe durch marktbasierte Koordination anstelle herkömmlicher Netzerweiterungen zu beheben. Diese Arbeit implementiert ein mehrstufiges gemischt-ganzzahliges lineares Programmierungsmodell, um das Reaktionsverhalten von acht heterogenen Kunden zu simulieren. Die Methodik folgt einer sequenziellen dreistufigen Logik: erstens die Erstellung einer uneingeschränkten Baseline, zweitens die Ermittlung von Knappheit im Netz anhand von Schattenpreisen und drittens die Simulation eines Flexibilitätsmarktes, auf dem Kunden auf Basis dieser Knappheitssignale vergütet werden. Die Simulation nutzt österreichische Day-Ahead-Spotpreise.Die Ergebnisse zeigen, dass der Flexibilitätsmarkt die maximale Systemspitzenlast des 30kW-Transformators erfolgreich von 73,88kW auf 59,56kW senkt, was einer Reduzierung um etwa 19,4% entspricht. Darüber hinaus sinkt die Häufigkeit von Netzgrenzwertüberschreitungen von 19,09% auf 6,83%. Das Auftreten von „Ausgleichsspitzen“ aufgrund statischer Aktivierungsfenster macht jedoch deutlich, dass eine marktbasierte Koordination ein dynamisches oder iteratives Clearing erfordert, um verbleibende Engpasse vollständig zu beseitigen. Die wirtschaftliche Bewertung zeigt, dass der Markt zwar einen fairen Vergütungsrahmen für netzunterstützendes Verhalten bietet, die individuellen jährlichen Einsparungen jedoch gering bleiben, was die Notwendigkeit automatisierter Energiemanagementsysteme und Aggregatoren unterstreicht. Letztendlich belegt die Arbeit, dass lokale Flexibilitätsmärkte als tragfähige techno-ökonomische Brücke dienen können, um die Aufnahmekapazität der bestehenden Verteilungsinfrastruktur zu erhöhen, dass jedoch noch weiterer Forschungsbedarf besteht.

The rapid integration of decentralized energy resources, such as electric vehicles, heat pumps, and photovoltaic systems, presents a significant challenge for the stability of low-voltage distribution grids. This thesis investigates the potential of local flexibility markets to resolve transformer congestion through market-based coordination rather than traditional grid expansion.This thesis implements a multi-stage mixed-integer linear programming model to simulate the behavioral response of eight heterogeneous customers. The methodology follows a sequential three-stage logic: first, establishing an unconstrained baseline; second, identifying grid scarcity via shadow prices; and third, simulating a flexibility market in which customers are remunerated based on these scarcity signals. The simulation utilizes Austrian day-ahead spot prices.The results demonstrate that the flexibility market successfully reduces the maximum system peak of the 30kW transformer from 73.88kW to 59.56kW, a reduction of approximately 19.4%. Furthermore, the frequency of grid limit violations is reduced from 19.09% to 6.83%. However, the emergence of ”compensation peaks” due to static activation windows highlights that market-based coordination requires dynamic or iterative clearing to fully eliminate residual congestion. Economic evaluation reveals that while the market provides a fair compensation framework for grid-supportive behavior, individual annual savings remain modest, emphasizing the necessity for automated energy management systems and aggregators. Ultimately, the thesis proves that local flexibility markets can serve as a viable techno-economic bridge to increase the hosting capacity of existing distribution infrastructure. However, further research is required to address the remaining methodological and operational challenges.