Universidad Pontificia Comillas. Madrid (Spain)
July 6th, 2018
Original summary:
Los sistemas eléctricos están experimentando profundos cambios a raíz de la necesaria introducción de energías renovables (RES), consecuentemente, los mercados eléctricos deberían adaptarse a esta realidad. La transición a un sistema eléctrico bajo en carbono conlleva inversiones en RES que serán, en su mayoría, recursos intermitentes (VER) como la energía solar o eólica. La variabilidad e incertidumbre de los VER conlleva numerosos retos en la operación del sistema, especialmente en el corto plazo. Esta investigación, a partir de un análisis cualitativo y cuantitativo, y una comparación de los mercados eléctricos europeos y de Norte América, propone reformas en algunos elementos críticos del diseño de los mercados eléctricos de corto plazo. En resumen: • Es crítico que los formatos de oferta de estos mercados representen con detalle las restricciones operativas de las unidades de generación. Esto require nuevos formatos de oferta para nuevos recursos, como el almacenamiento o los agregadores, tanto en Europa como en EEUU. En los mercados Europeos, los formatos de oferta para recursos convencionales también requiren mejoras sustanciales. • El impacto de los VER en los precios de la electricidad depende de las reglas de precio, que varían en función de cómo reflejen los parámetros de oferta no convexos (e.g., costes de arranque de unidades térmicas). Las reglas de precios no lineales usan pagos discriminatorios (uplift) para compensar alguno de estos costes, distorsionando las señales de precios. Las reglas lineales (tendiendo al precio uniforme) proporcionan incentivos más eficientes en el largo plazo. • Los mercados en EEUU deben continuar explorando alternativas lineales para el cálculo de precios, aunque también se debe mejorar en la asignación de costes (del uplift) para no entorpecer la participación de la demanda. Los mercados europeos aplican precios estrictamente lineales, lo cual ha derivado en una excesiva complejidad en la casación del mercado. Esto resulta insostenible si se emplean cada vez más formatos de oferta complejos, y sería preferible una casación que maximize el beneficio social neto (como en los mercados americanos). • Los VER introducen incertidumbre en el resultado del mercado diario, lo cual require correcciones intradiarias. Es crítico que existan señales de precio intradiarias para incentivas a los agentes a proporcionar información actualizada al operador del sistema o del mercado. Se propone un sistema de liquidación alternativo para lograr este objectivo en los mercados EEUU.
English summary:
Power systems are changing profoundly due to the necessary introduction of Renewable Energy Sources (RES), and as a result, there is an obvious need for significant upgrades in electricity markets. The ongoing transition to a low-carbon power system involves large investments in RES capacity, of which, the main contributors will be Variable Energy Resources (VER) such as solar and wind power. The characteristic variability and uncertainty of VER production creates new challenges for power systems, especially in their short-term operation. This research based on qualitative and quantitative (model-based) analysis and a comparison of European and North American electricity markets, proposes market reforms in some key design elements of short-term electricity markets. In summary: • The ability of bidding formats to represent the increasingly relevant operating constraints of generation units becomes critical. This calls for new and adapted bidding formats for new energy resources, such as storage and aggregators, both in the US and Europe. In European markets, bidding formats for conventional resources should also be significantly improved. • The impact of VER on power prices is highly dependent on the pricing rules in place. Pricing rules differ in how non-convex offer components (e.g., start-up and no-load costs of thermal units) are reflected in prices. Non-linear pricing schemes use (discriminatory) uplift payments to compensate some of these costs, distorting efficient price signals. Linear pricing rules (tending to uniform pricing) provide more efficient incentives in the long-term, leading to more cost-effective investments. • US markets should continue to explore linear pricing alternatives, but there is also a need to improve the allocation of uplift charges, in a way that does not hinder demand participation. European power markets apply a strictly linear (uniform) pricing approach that has derived in unnecessarily complex clearing algorithms. This becomes unsustainable as more complex bidding formats are introduced, making a welfare-maximizing clearing algorithm (as in US markets) preferable. • VER introduce uncertainty in day-ahead market programs, which require corrections in the intraday timeframe. Producing intraday price signals is critical to incentivize market agents to provide updated information to market or power system operators. An alternative settlement system is proposed to achieve this objective in US markets.
Citation:
I. Herrero (2018), Market mechanisms and pricing rules to enhace low-carbon electricity markets efficiency. Universidad Pontificia Comillas. Madrid (Spain).
