[論文レビュー] Zonal vs. Nodal Pricing: An Analysis of Different Pricing Rules in the German Day-Ahead Market

Johannes Knörr, Martin Bichler+1 more|arXiv (Cornell University)|Mar 14, 2024

Merger and Competition AnalysisEconomics, Econometrics and Finance被引用数 3

ひとこと要約

本研究は、ドイツの日前市場におけるゾーン別、ノード別、非一様価格ルールを、Bidding Zone Reviewから得た独自のENTSO-Eデータを用いて比較している。ノード価格制度が全システムコストと再配電コストを最小化することを明らかにした。一方、非一様ルールの一つであるJoin価格制度は、低い上乗せ支払いとともに、強い潮流信号を提供し、ゾーン別価格制度を上回る性能を示したが、ゾーン構成による価格変動は最小限にとどまっている。

ABSTRACT

The European electricity market is based on large pricing zones with a uniform day-ahead price. The energy transition leads to changes in supply and demand and increasing redispatch costs. In an attempt to ensure efficient market clearing and congestion management, the EU Commission has mandated the Bidding Zone Review (BZR) to reevaluate the configuration of European bidding zones. Based on a unique data set published in the context of the BZR for the target year 2025, we analyze the short-run effects of various pricing rules for the German-Luxembourgish bidding zone. We compare market clearing and pricing for different zonal models, including their generation and redispatch costs. In numerical experiments with this dataset, the differences in the average prices in different zones are low. The total costs across different configurations are similar and the reduction of standard deviations in prices is also small. This might be different with other load and generation scenarios, but the BZR data is important as it was created to make a decision about splits of the existing bidding zones. We can replicate several results from the BZR study, except the large cost savings when moving from one to two price zones in Germany and Luxembourg. In addition to the four zonal configurations analyzed in the BZR study, we compare these against a nodal pricing system. While the total cost savings after introducing zonal splits were less than 1%, nodal pricing led to savings of 5-6%. We also evaluate differences of nodal pricing rules with respect to the necessary uplift payments, which is relevant in the context of the discussion on non-uniform pricing in the EU. While the study focuses on Germany, the analysis is relevant beyond and feeds into the broader discussion about pricing rules in non-convex markets.

研究の動機と目的

• ドイツの日前電力市場におけるゾーン別価格制度とノード別価格制度の経済的・配分的効率を評価すること。
• 異なる入札ゾーン構成が市場価格、再配電コスト、システム効率に与える影響を評価すること。
• 非一様価格ルール（IP、CH、Join）が潮流信号の正確性と上乗せ支払いの最小化の両立にどの程度成功するかを比較すること。
• ドイツの現在の単一価格ゾーンを2つ、3つ、4つのゾーンに分割することで市場の成果が改善されるかどうかを特定すること。
• Euphemiaアルゴリズムおよび代替価格制度の福祉と計算効率の観点から、そのパフォーマンスを評価すること。

提案手法

• 本研究は、ENTSO-EのLMP研究から得た独自のデータセットを用い、ドイツにおけるさまざまな構成下でのノードレベルの市場清算結果を提供している。
• 線形化されたユニットコミットメントを用いて、場所に応じたマージナル価格（LMP）を計算し、ノード価格と発電スケジュールをモデル化している。
• 全国、ゾーン別（2、3、4ゾーン）、ノード別価格制度のモデルを、発電コスト（GLOC）、機会損失コスト（LLOC）、市場福祉損失ペナルティ（MWP）といった主要指標で比較している。
• 4つの価格ルール（整数計画法（IP）、凸包法（CH）、Join価格、現在のEuphemiaアルゴリズム）を評価し、その効率性と上乗せコストの影響を検証している。
• 再配電はコスト最小化問題としてモデル化され、発電機の偏差に対する補償を計算し、全システムコストの比較を可能としている。
• 本研究は、2009年2月18日から得た歴史的データを用いて、構成や価格ルールごとの結果をテスト・比較している。

(a) 2 Zones (k)

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 ドイツの電力市場において、ノード価格制度はゾーン別価格制度に比べ、全システムコストを低く抑えるか？
• RQ2 2、3、4ゾーンという異なるゾーン構成は、価格分散、再配電コスト、市場効率にどのような影響を及ぼすか？
• RQ3 IP、CH、Joinのうち、どの非一様価格ルールが潮流信号の正確性と上乗せ支払いの最小化の両立に最も適しているか？
• RQ4 Euphemiaのような現在の価格制度は、福祉損失や非効率な発電スケジューリングをどの程度引き起こすか？
• RQ5 ノード価格制度の導入により、再配電コストは低下するが、平均電力価格は著しく上昇しないか？

主な発見

• ノード価格制度は、全システムコストが最も低く、GLOCは1,024.32百万ユーロにとどまり、全国均一価格（1,430.45百万ユーロ）に比べ顕著に低い。
• 4ゾーン構成ではGLOCが1,778.31百万ユーロに上昇し、ノード価格制度と比較してコスト低減効果は限定的である。
• 再配電コスト（LLOC）はノード価格制度下で86.48百万ユーロと著しく低く、ゾーン別価格制度では構成に応じて25.13～170.36百万ユーロの範囲で変動する。
• Join価格ルールはMWP（34.68百万ユーロ）とLLOC（86.48百万ユーロ）の両方が低く、信号効率が高く、上乗せ支払いが最小限であることが示された。
• IP価格制度は効果的な潮流信号を提供するが、MWPが72.94百万ユーロに上昇し、高い上乗せ支払いを要する。一方、CH価格制度はGLOCを最小化するが、LLOCが170.36百万ユーロに上昇し、潮流信号に歪みを生じる。
• すべてのゾーン別構成において、価格の標準偏差は低く、より多くのゾーンに分割してもボラティリティの低下は顕著でないため、ゾーン再編成による利点は限定的である。

(b) 2 Zones(s)