Cálculo de precios marginales locales en un mercado de día en adelanto

Abstract

RESUMEN: El Mercado de Energía de Corto Plazo (MECP) está constituido por el Mercado de Día en Adelanto (MDA) y el Mercado de Tiempo Real. En cada uno de estos mercados se comercializa energía eléctrica, la cual es liquidada a través de los Precios Marginales Locales (PMLs). Por lo anterior, en este trabajo se desarrolló un programa computacional que permite simular diferentes escenarios de prueba y contingencias; con la finalidad de obtener los PMLs que permitan desarrollar estrategias en las ofertas de venta y/o compra del MECP. Por otro lado, basado en los valores atípicos de los PMLs, se pueden prever escenarios con impacto negativo en la seguridad operativa del sistema. Por ejemplo, la violación de límites de transmisión o tiros de carga, derivado de una falla en una línea y su desconexión. El programa computacional está basado en la metodología que utiliza el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) para la asignación y despacho de unidades y el cálculo de PMLs en el MDA (AU-MDA). Para el desarrollo del programa fue necesario realizar la vinculación de una base datos en Excel con un código desarrollado en AMPL. Los resultados que se guardan en un documento de Excel: son asignación y el despacho de unidades, flujos de potencia, PMLs, asignación de reservas, variables artificiales de penalización y variables duales de congestión. Con estos resultados, el usuario puede identificar escenarios que tienen impacto negativo en la seguridad operativa de un sistema. Por Ejemplo, a través de las variables duales de congestión, los flujos de potencia, la asignación y el despacho de unidades, el usuario puede identificar las causas de PMLs negativos y PMLs con valor superior a un precio tope. Además, el programa computacional permite identificar escenarios de prueba en los que no se puede cumplir con algunas restricciones del modelo matemático; a través de las variables artificiales que simulan tiro de carga, violaciones en la capacidad de transmisión, excedente de generación y déficit o excedente de energía en los embalses de las centrales hidroeléctricas. Asimismo, el programa computacional permite al usuario elegir un modelo para realizar la asignación de pérdidas, con la finalidad de identificar el modelo que genere los resultados más seguros y económicos. Los cinco escenarios de prueba presentados en este trabajo se realizaron en un sistema de prueba formado por 19 generadores, 89 líneas de transmisión y 62 nodos. Además, las ofertas de venta de las unidades de generación están basadas en las ofertas publicadas por el CENACE en su sitio web. Los escenarios de prueba realizados presentan señales de un sistema con problemas de seguridad operativa. Por ejemplo, los escenarios 1 y 2 presentan PMLs negativos y PMLs superiores a un precio tope. Además, en el escenario 4 se muestra que, cuando se sacan a mantenimiento algunas unidades generadoras, se presentan tiro de carga para evitar violaciones en los límites de transmisión. Por tanto, en los escenarios 3 y 5 se propone una solución a estas problemáticas. Por lo anterior, se puede observar que el programa computacional desarrollado en este trabajo permite identificar es cenaros que tienen impacto negativo en la seguridad operativa de un sistema. Además, el usuario puede simular escenarios que le permitan proponer una solución a estas problemáticas, a través de las facilidades mencionadas y la conexión y/o desconexión de líneas de transmisión y/o unidades generadoras en cualquier hora del horizonte de tiempo. ABSTRACT: Short-Term Electricity Market (STEM) is made up of a Day-Ahead Energy Market (DAEM) and a Real-Time Energy Market. Electric energy is sold in each of these markets and it is liquidated through Locational Marginal Prices (LMPs). Therefore, the computational program developed in this project allows to simulate different cases and contingencies; with the purpose of obtaining the LMPs which allow to develop strategies in sake bids and/or purchase bids of the STEM. On the other hand, based on the atypical LMPs values, cases affecting power system operative security can be foreseen. For example, transmission capacity breach or load disconnection, derived from a line fault and its disconnection. The computational program is based on the methodology used by CENACE to the unit commitment, economic dispatch and calculating LMPs in the DAEM (AU-MDA). For the development and of the computational program, it was necessary to link an Excel Database with a code developed in AMPL. The results stored by the code in an Excel output document are economic dispatch, unit commitment, power flows, LMPs, reserves assignment, artificial penalty variables and dual congestion variables. With these results, the user can identify cases affecting power system operative security. For example, through the dual congestion variables, the power flows, the economic dispatch and the unit commitment, the user can identify the causes of negative LMPs and LMPs with a value higher than a ceiling price. In addition, the computational program allows the identification of the unfeasible problems causes through the implementation of artificial variables that simulate load disconnection, transmission capacity breach, surplus generation and deficit or surplus of energy in the hydroelectric power plants dams. Likewise, the computational program allows the user to choose a model for losses allocation, in order to identify the model that generates the most reliable and economic results. The five test cases presented in this project were carried out in a test system consisting of 19 generation units are based on the sale bids published by CENACE on its website. In the test cases carried out in this project, the are signals of operative security problems. For example, cases 1 and 2 show negative LMPs and LMPs higher than a ceiling price. In addition, in case 4 it is shown that, when some generating units are taken out to maintenance, load disconnection are presented to avoid transmission capacity breaches. Therefore, in cases 3 and 5 the solution to these problems is proposed. Due to the above, it can be observed that the computational program developed in this project allows to identify cases affecting power systems operative security. In addition, the user can simulate cases that allow him to propose a solution to these problems, through the mentioned facilities and the connection and / or disconnection of transmission lines and/or generating units at any hour of the time interval.