Markets designs for integrating energy communities

Abstract

Este proyecto investiga la participación de las comunidades energéticas (CE) en los mercados eléctricos españoles, analizándola desde perspectivas regulatorias, cualitativas y cuantitativas. Inicialmente, el proyecto proporciona una revisión exhaustiva del marco regulatorio actual que rige las CE, destacando tanto las regulaciones europeas como españolas y sus implicaciones para las comunidades locales. El análisis cualitativo examina las características y modelos operativos de las CE en toda España, identificando factores clave que influyen en su participación en el mercado, como el tamaño, la capacidad de generación y los tipos de fuentes de energía renovable utilizadas. Cuantitativamente, el estudio desarrolla modelos de optimización para mejorar la eficiencia y la integración de las CE en el mercado. Se exploran dos modelos principales: el primero optimiza tanto el tamaño como la potencia de los sistemas de almacenamiento en baterías para satisfacer las necesidades y restricciones específicas de cada CE, mientras que el segundo modelo se centra en optimizar la venta de energía en el mercado diario y la compra al PVPC. El análisis de estos modelos revela variaciones significativas en los requisitos de tamaño y potencia de las baterías entre diferentes CE, correlacionando estas variaciones con sus capacidades de potencia instalada. Un análisis detallado del mercado evalúa las capacidades de participación de 33 CE en varios mercados eléctricos españoles, incluidos el mercado diario, la subasta intradiaria, el mercado continuo intradiario y la gestión de congestión del DSO. Los hallazgos subrayan la importancia de las estrategias de agregación para que las CE más pequeñas cumplan con los umbrales de participación en el mercado, abordando las limitaciones impuestas por los tamaños mínimos de oferta y las restricciones en la agregación de generación y consumo. Las recomendaciones clave de este estudio incluyen la implementación de estrategias efectivas de agregación, revisiones de los requisitos de tamaño mínimo de oferta, eliminación de restricciones sobre la agregación y mejoras en la flexibilidad del mercado. Las direcciones futuras de investigación sugeridas incluyen explorar la dinámica comercial de los agregadores de flexibilidad, validar modelos de negocio mediante simulaciones del sistema eléctrico e investigar lógicas avanzadas de carga y descarga. Esta investigación contribuye a una comprensión más profunda de cómo optimizar los sistemas de almacenamiento en baterías y mejorar las estrategias de participación en el mercado para las CE, apoyando la transición hacia un sistema energético más sostenible y resiliente en España.This project investigates the participation of energy communities (EC) in the Spanish electricity markets, analyzing it from regulatory, qualitative, and quantitative perspectives. Initially, the project provides a comprehensive review of the current regulatory framework governing ECs, highlighting both European and Spanish regulations and their implications for local communities. The qualitative analysis examines the characteristics and operational models of ECs across Spain, identifying key factors that influence their market participation, such as size, generation capacity, and the types of renewable energy sources used. Quantitatively, the study develops optimization models to improve the efficiency and market integration of ECs. Two main models are explored: the first optimizes both the size and power of battery storage systems to meet the specific needs and constraints of each EC, while the second model focuses on optimizing the sale of energy in the day-ahead market and the purchase at the PVPC. The analysis of these models reveals significant variations in battery size and power requirements among different ECs, correlating these variations with their installed power capacities. A detailed market analysis assesses the participation capabilities of 33 ECs in various Spanish electricity markets, including Day-ahead, Intraday auction, Intraday continuous, and DSO Congestion Management. The findings underscore the importance of aggregation strategies for smaller ECs to meet market participation thresholds, addressing limitations imposed by minimum bid sizes and restrictions on aggregating generation and consumption. Key recommendations from this study include the implementation of effective aggregation strategies, revisions to minimum bid size requirements, removal of aggregation restrictions, and enhancements to market flexibility. Future research directions suggested involve exploring the business dynamics of flexibility aggregators, validating business models through power system simulations, and investigating advanced charge and discharge strategies. This research contributes to a deeper understanding of how to optimize battery storage systems and improve market participation strategies for ECs, supporting the transition towards a more sustainable and resilient energy system in Spain.