Temporal Variability of Sensitivity Coefficients in Emerging Local Electricity Markets

Abstract

Este trabajo analiza la variabilidad espacial y temporal de los coeficientes de sensibilidad en redes de distribución activas y explora sus implicaciones para la gestión operativa y el diseño de estrategias de flexibilidad. Los coeficientes de sensibilidad cuantifican cómo las perturbaciones de potencia activa y reactiva en distintos nodos afectan variables de la red, como las corrientes en las líneas y las tensiones nodales, convirtiéndose en indicadores clave para la gestión de la congestión y la estabilidad de tensión. Para evaluar su comportamiento, se realizaron simulaciones de flujo de carga horario durante un año completo en tres configuraciones de red: (A) una topología radial con generación fotovoltaica en seis nodos, (B) una topología radial con generación fotovoltaica distribuida en todos los nodos y (C) una topología ramificada con generación fotovoltaica también en todos los nodos. Estos escenarios permitieron analizar cómo la estructura de la red y la generación distribuida afectan la propagación de perturbaciones. Los resultados muestran que los coeficientes de sensibilidad no son valores estáticos ni uniformes: varían significativamente en función de la ubicación de los nodos, la hora del día y la distribución de la generación renovable. En redes con generación fotovoltaica parcial, la sensibilidad se concentra en áreas periféricas y es relativamente estable a lo largo del tiempo. En cambio, en redes plenamente activas con generación distribuida en todos los nodos, aparecen flujos bidireccionales y puntos críticos dinámicos de sensibilidad que requieren estrategias operativas más granulares y adaptativas. Este estudio subraya la importancia de actualizar periódicamente los coeficientes de sensibilidad en redes inteligentes para evitar ineficiencias o problemas imprevistos. Además, propone un marco metodológico para integrar su análisis en mercados locales de flexibilidad, optimizando la activación de recursos distribuidos de acuerdo con las necesidades en tiempo real del sistema.

This work analyses the locational and temporal variability of sensitivity coefficients (SCs) in active distribution networks and explores their implications for operational management and flexibility strategies. Sensitivity coefficients quantify how active and reactive power perturbations at different nodes influence network variables such as line currents and node voltages, making them valuable indicators for congestion management and voltage stability. To evaluate their behaviour, hourly load flow simulations were performed over a full year across three network configurations: (A) a radial topology with partial photovoltaic (PV) generation, (B) a radial topology with PV distributed across all nodes, and (C) a branched topology with PV at all nodes. These scenarios allowed the analysis of how network structure and distributed generation affect the propagation of perturbations. The results reveal that SCs are neither static nor uniform: they vary significantly depending on node location, time of day, and the distribution of renewable generation. In networks with partial PV generation, sensitivity tends to be concentrated in peripheral areas and is relatively stable over time. In contrast, fully active networks with PV at all nodes exhibit bidirectional flows and dynamic hotspots of sensitivity, requiring more granular and adaptive operational strategies. This study highlights the importance of periodically updating SCs in smart grids to avoid inefficiencies or unanticipated issues in network management. Furthermore, it provides a methodological framework for integrating SC analysis into local flexibility markets, enabling network operators and aggregators to optimise the activation of distributed resources in alignment with real-time system needs. These findings contribute to bridging the gap between technical network analysis and the design of future flexibility mechanisms.