Evaluating Local Energy Trading for Massive Integration of Distributed Energy Resources

Abstract

La tesis compara la gestión de mercados locales de electricidad (MLE) con el sistemas de gestión de energía doméstica (SGED) en cuanto a los costes de operación y la interacción con la comercializadora en un caso de estudio similar al español. El primer estudio se centra en evaluar los impactos del MLE y el SGED en una red de baja tensión (RDBT) desequilibrada. Los resultados muestran que el MLE reduce el coste de operación de la MLE en comparación con los escenarios correspondientes de SGED. El MLE resultó en una mayor autogeneración y autosuficiencia energética. Sin embargo, el MLE aumenta la demanda máxima de la comunidad del comparada a la comercializadora, causando así mayores impactos en la RDBT que el SGED. Para evitar estos problemas señalados anteriormente, se considera los costes de potencia contratada en un modelo de optimización para reducir los impactos del MLE en la RDBT. Los resultados muestran que el enfoque propuesto redujo el pico de potencia de los MLE en un 34.3% sin afectar su rendimiento económico, el intercambio de energía con la comercializadora y la cantidad de energía intercambiada localmente. Además, el enfoque propuesto previene violaciones de los límites de la RDBT en sobrecarga de la línea, el desequilibrio de tensiones y la magnitud de tensiones fuera de límites que ocurren en el escenario con MLE que no considera el coste de potencia contratada en la función objetivo. Adicionalmente, se desarrolla un modelo de optimización para el dimensionamiento óptimo de fotovoltaicos (PV) y baterías con el objetivo de minimizar los costes anuales totales. Se consideraron incertidumbres de demanda, generación PV, precios de la electricidad y vehículos eléctricos. Los resultados muestran que la planificación óptima logró una reducción del 10.95% en los costes anuales de inversión y operación en comparación con el escenario sin planificación óptima. En la bibliografía se ha prestado poca atención a la comparación del rendimiento y la viabilidad económica de las distintas tecnologías que podrían utilizarse para implantar el MLE. Para ello, se compara varios modelos de mercado para el intercambio de energía en MLE desarrollados por diversas tecnologías, como un servidor centralizado y tecnologías de registro distribuido como Blockchain o cadena de bloques. La comparación cuantitativa destaca las limitaciones y ventajas de diferentes modelos de mercado e implementaciones. Los resultados muestran que no hay una única solución que sobresalga en todos los indicadores de evaluación. Un mercado de subasta bilateral centralizado es más rápido, mientras que un mercado de subasta bilateral continua distribuido garantiza una mayor energía comercializada localmente. Además, la tecnología Blockchain todavía tiene varias limitaciones para la aplicación estudiada y bajo las consideraciones asumidas no resulta atractiva su aplicabilidad al MLE.

This thesis compares local energy trading (LET) with the home energy management system (HEMS) in terms of energy community (EC) operation costs and interaction with the retailer in a Spanish-like case study. Moreover, to the author’s knowledge, this thesis is the first study to focus on assessing the impacts of LET and HEMS on unbalanced low voltage distribution network (LVDN), considering distributed energy resources' flexibility. The results show that LET reduces the EC operation cost compared to the corresponding HEMS scenarios. LET results in increased self-generation and self-sufficiency. However, LET increases the community peak demand from the retailer and causes higher impacts on the unbalanced LVDN than HEMS. Next, the effect of considering contracted power costs in the LET optimization model in reducing the impacts on unbalanced LVDN is studied. The results showed that the proposed approach reduces the peak demand of the EC by 34.3% without affecting its economic performance, energy exchange with the retailer, and amount of energy traded locally. Moreover, the proposed approach prevents violations of LVDN limits in the LET scenario that does not consider contracted power cost in the optimization model. Then, an optimization model is developed for optimal photovoltaic (PV) and batteries sizing to minimize the total annual costs. Uncertainties of demand, PV generation, electricity prices, and electric vehicles are considered. The results showed that optimal planning achieved a 10.95% reduction in annual costs compared to the scenario without optimal planning. Finally, limited focus in the literature compared the performance and economic viability of different technologies that could be used to implement LET. Therefore, the thesis compares several market models for LET developed on various technologies, such as a centralized server and a distributed ledger (i.e., blockchain). The output-based quantitative comparison highlights the limitations and advantages of different market models and implementations. Results show that there is not a single best solution of general validity. A centralized double auction market is faster, while a distributed continuous double auction market guarantees larger energy traded locally. Moreover, it is found that public blockchain technology still has several limitations for the tested application and assumed conditions that do not allow its efficient applicability to LET.