Analysis of the impact of FTRs on the Generation and Transmission expansion planning and its coordination

Abstract

Tras la liberalización del sector eléctrico, las actividades de generación y transmisión se han desacoplado, por lo que han surgido diversos desafíos para el desarrollo de los sistemas eléctricos, entre ellos, la necesidad de coordinar las decisiones de inversión en generación y transmisión, considerando además la alta penetración de la generación renovable prevista para los próximos años, lo que genera un problema adicional asociado a los riesgos para los inversores en ambas actividades. Este documento de tesis analiza el impacto de los FTRs en la expansión del sistema y su uso como herramienta potencial para coordinar la planificación de la expansión de la generación y la transmisión en un entorno eléctrico liberalizado, así como para cubrir el riesgo de precio de mercado causado por la congestión de la red que enfrentan los inversores en generación en zonas remotas. Este documento incluye una revisión y clasificación de los trabajos más relevantes en este campo en donde se ha identificado como brecha de investigación el análisis del uso combinado de enfoques de planificación y esquemas regulatorios adecuados, para gestionar los riesgos más relevantes a los que están sujetos los inversores de generación y red, así como la falta de implementación de mecanismos para la medición del riesgo en la implementación de modelos de planificación GEP-TEP para evaluar adecuadamente los efectos de la aversión al riesgo de las partes interesadas. Esta tesis se centra en evaluar el impacto en la eficiencia de la expansión del sistema de la implementación de los FTRs como herramienta para cubrir el riesgo de precio de mercado causado por las congestiones de la red que enfrentan los inversores de generación en zonas remotas. Para ello, se propone un modelo de optimización de dos niveles. El nivel superior calcula la expansión del sistema y la cantidad de FTRs a contratar, y el nivel inferior calcula la operación del sistema bajo la incertidumbre que enfrentan las GENCOs con aversión al riesgo. El impacto de la incertidumbre en las inversiones de las GENCOs se representa considerando el CVaR calculado sobre sus beneficios. Además, se evalúa la relevancia de implementar los FTRs como herramienta de coordinación, asumiendo que los inversores de generación en zonas remotas son estratégicos y adversos al riesgo. Para ello, se proporciona un modelo bi-nivel con el objetivo de evaluar el impacto de los LT-FTR en las decisiones de planificación coordinada de la expansión de la generación y la transmisión. Este modelo considera un enfoque de planificación reactiva y calcula, entre otros aspectos, la cantidad de FTR que se asignarán y la oferta por dichos FTRs que realizarán los inversores estratégicos de generación. Con base en los resultados obtenidos, se puede concluir que la disponibilidad de FTRs para gestionar el riesgo de precio percibido por las empresas de generación adversas al riesgo en zonas remotas genera un aumento significativo en el bienestar social del sistema y conduce a cambios significativos en las decisiones de inversión de generación y transporte, lo que implica inversiones adicionales en generación en zonas remotas, particularmente en el Mar del Norte dentro del sistema europeo. Además, se muestra que los FTRs contribuyen al problema de coordinación al brindar importantes incentivos económicos a las partes involucradas

After more than two decades of experience with the deregulated functioning of electricity markets, several challenges have emerged for the development of power systems, among others, the need to coordinate generation and transmission investment decisions, moreover considering the high penetration of renewable generation expected in the upcoming years, which creates an additional problem associated with the risks for investors in both activities. Therefore, this thesis analyses the impact of FTRs on the expansion of the system and their use as a potential tool to coordinate generation and transmission expansion planning in a liberalized electricity environment and to hedge the market price risk caused by network congestion faced by generation investors in remote areas. This document includes a review and classification of the most relevant works in this field to identify a research gap in the analysis of the combined use of planning approaches and appropriate complementary regulatory coordination schemes, including their use to manage the most relevant risks that investors in both activities are subject to and the lack of implementation of risk modeling strategies to assess the effects of the risk aversion of stakeholders properly. Given the research objective defined, this thesis work focuses on assessing the impact on the efficiency of the system's expansion of the implementation of Long-Term Financial Transmission Rights as a tool to hedge the market price risk caused by network congestion faced by generation investors in remote areas by proposing a bi-level optimisation model, in which the upper level computes the system expansion and quantity of FTRs to be contracted, and the lower level computes the operation of the system under uncertainty faced by risk-averse GENCOs. The impact of uncertainty on GENCOs investments is represented by considering the Conditional Value at Risk (CVaR) of the profits made by GENCOs in the most unfavourable scenarios. Together with this, the relevance of implementing FTRs as a coordination tool is assessed, assuming that generation investors in remote areas are strategic and risk-averse by providing a bi-level model with the aim to assess the impact of LT-FTRs on the coordinated generation and transmission expansion planning decisions, considering a reactive planning approach, computing, among others, the amount of FTRs to be allocated and the offers to be made by strategic risk-averse generation investors for these LT-FTRs, showing the ability of LT-FTRs to trigger additional investments in generation and transmission capacity in remote areas, with respect to the case where FTRs cannot be acquired. Based on the computed results, it is possible to conclude that the availability of FTRs to manage the price risk perceived by risk-averse generation companies in remote areas should trigger a relevant increase in the system's social welfare and could also lead to relevant changes in the generation and transmission socially optimal investment decisions, involving additional generation investments in remote areas, particularly in the North Sea within the European system. In addition, FTRs are shown to contribute to the coordination problem by providing significant welfare-enhancing coordination incentives to investors.