Intermittent RES-E, spot prices and generation investment incentives : the role of pricing rules

Abstract

La reestructuración de los mercados mayoristas de electricidad se ha desarrollado de forma constante desde que comenzaran en Chile durante los años ochenta los primeros procesos liberalizadores del sector eléctrico. Aun así, la gran diversidad de parques de generación y la inevitable complejidad de su proceso de operación y planificación ha derivado en un amplio número de diseños de mercado diferentes. Un elemento común en cualquier mercado eléctrico liberalizado es el mercado diario (day-ahead market, DAM en las siglas inglesas). La función del DAM es casar las ofertas de generadores y consumidores para determinar tanto el precio de la electricidad como el despacho económico para cada intervalo de tiempo del día siguiente. Existen diferentes métodos para resolver este tipo de subastas; una subasta simple o semi-compleja (subastas en la que los agentes no declaran de forma explícita sus restricciones de operación, e.g. costes de arranque o rampas) es la práctica habitual en los mercados europeos de electricidad, mientras que en los EEUU (entre otros contextos) se emplea un mecanismo de subasta compleja (i.e. cada agente generador presenta ofertas compuestas por los parámetros y costes que definen las características de su unidad de generación). En este caso el Operador Independiente del Sistema (ISO, en las siglas inglesas) recurre a un algoritmo tradicional de despacho económico centralizado (Unit Commitment) que calcula el despacho óptimo (Batlle, 2013). Este proyecto se centra en el enfoque de subasta compleja. El inconveniente de las subastas complejas es que no existe una solución evidente para calcular el precio horario. De acuerdo con la teoría económica marginalista, es preferible pagar a todas las unidades de generación el mismo precio por el mismo servicio (producir electricidad) en el mismo momento (Caramanis et al., 1982) (Schweppe et al. 1988). Este precio marginal es el coste marginal del sistema (el coste variable que tendría una unidad adicional de energía en un momento dado). Este precio uniforme sirve como una señal óptima para las decisiones de corto (operación) y largo plazo (inversión). Desafortunadamente, algunas de las suposiciones sobre las que se basa la teoría marginalista no se cumplen en la realidad. De hecho, cuando los costes de arranque y de funcionamiento en vacío (también conocidos como costes no convexos) se tienen en cuenta, el precio marginal no es suficiente para compensar todos los costes (Baldick et al., 2005).

Wholesale electricity markets restructuring has been constant since the original liberalization processes of electric power sectors started back in early eighties in Chile. Yet, the great diversity of energy mixes and the unavoidable complexities of their operation and planning have led to many different market designs. A common element in any liberalized electricity market is the day-ahead market (DAM). The purpose of the DAM is to match generators’ offers and consumers’ bids to determine both electricity prices and the economic dispatch for each time interval of the following day. There are different methods to resolve DAM auctions; a simple or semi-complex auction (auctions in which the agents do not explicitly declare their operating restrictions, e.g. start-up cost or ramping constraints) is the common practice in European Power Exchanges while in the US (among other contexts) the method applied is a complex auction (i.e. each generation agent submits offers composed of the parameters and costs that define their generating units’ characteristics). In this case, the ISO (independent system operator) resorts to a traditional centralised unit commitment (UC) algorithm (security constrained economic dispatch optimization) which produces an optimal dispatch (Batlle, 2013). This project focuses on the complex auction approach. The downside of complex auctions is that finding a way to compute short-term prices has no obvious solution. According to the marginalist economic theory; it is preferable to pay all generating units the same price for the same service (producing electricity) at the same moment (Caramanis et al., 1982) (Schweppe et al. 1988). This marginal price is the marginal cost of the system (the variable cost that would have an additional unit of energy at a given moment). This uniform price serves as an optimal signal for both short-term (operation) and long-term (investment) decisions. Unfortunately, some of the assumptions in which the marginal pricing theory is based do not hold in reality. For instance, when start-up and no-load costs (aka non-convex costs) are considered, the marginal price does not suffice to compensate for all costs (Baldick et al., 2005).