Remuneración y operación óptima de esquemas agregador-prosumidor en sistemas de energía

La transición energética requiere múltiples esfuerzos a diferentes niveles e involucra acciones de gobiernos, industria, stakeholders y ciudadanos. Las recomendaciones actuales para promover usuarios finales como actores fundamentales en el proceso de transición energética, enfatizan la promoción de tecnologías de almacenamiento, compromisos de clientes con agregadores, empoderándolos para participar en el mercado de electricidad con adecuada remuneración de flexibilidad. Para contribuir en este sentido, deben desarrollarse nuevos modelos matemáticos para administrar de manera óptima los recursos de los instalados de manera descentralizada y explotar su flexibilidad. Dado que la participación individual directa de consumidores en mercados avanzados de servicios de flexibilidad todavía encuentra barreras, los agregadores aparecen como una opción para llenar este vacío. Sin embargo, además de las conocidas barreras de mercado, la incertidumbre de diferentes fuentes debe ser tenida en cuenta, adicionando complejidad en el proceso de toma de decisiones. Los sistemas de almacenamiento y la respuesta de la demanda juegan un papel importante para respaldar las decisiones tomadas por los múltiples actores presentes en el sistema. Para el caso de los recursos energéticos distribuidos, la gestión de los dispositivos es igualmente importante para compensar localmente las variaciones de potencia demandada o de fuentes de energía renovable, así como para alcanzar un costo de operación mínimo. Para los Operadores de Red (OR) existen oportunidades potenciales para explotar ventajas técnicas, tales como: soporte de voltajes, compensación de potencia reactiva, reducción de la congestión, retraso de inversiones, reducción de pérdidas, entre otras. Además, la presencia de microrredes (MR) en las capas inferiores de la red de distribución en forma de agregación de casas/edificios inteligentes o de comunidades energéticas, posiciona los dispositivos de gestión activa de carga y el almacenamiento como facilitadores de decisiones operacionales y permite aumentar/reducir los beneficios/costos [1]. Diferentes actores pueden estar implicados en la propiedad y el funcionamiento de los recursos distribuidos. El trabajo presentado en [2] señala la ausencia de un marco común para definir y clasificar la flexibilidad en los nuevos contextos de las redes eléctricas. Además, se realiza una distinción de los impactos en la confiabilidad y la flexibilidad de los sistemas eléctricos, considerando métricas probabilísticas para la flexibilidad. Esta última idea, teniendo en cuenta que las fuentes intermitentes y las perturbaciones tienen comportamiento incierto, y que esta incertidumbre puede acarrear problemas técnicos y económicos. Las barreras actuales de los mercados de flexibilidad son lógicas, dado que estos fueron concebidos antes de la penetración masiva de las fuentes renovables y la producción de energía descentralizada. Por lo anterior, la redefinición de las responsabilidades y los roles de los agregadores, de las plantas virtuales, MR y otros actores emergentes, deben estar alineados con las necesidades actuales y los vacíos en la regulación. Además, se deben generar mecanismos para que las demandas de flexibilidad a nivel local se coordinen con la red de distribución y la red de transmisión. En [3] se establece una diferencia entre la flexibilidad técnica y aquella de mercado, de tal manera que se concluye que la flexibilidad puede ser utilizada para balancear el sistema y resolver restricciones operativas, o para que diferentes actores maximicen sus portafolios individuales. Este último escenario puede generar conflicto de intereses, no solamente entre los propietarios de las redes a diferentes niveles, sino entre los agentes participantes. En el caso concreto de los intercambios de flexibilidad a nivel local, se señalan tres direcciones: 1) aprovechar los mercados actuales (día después -day-ahead-, intradiario, balance); 2) crear nuevos mercados; y 3) contratar flexibilidad como una reserva del sistema. En este proyecto, se analizará la agregación de usuarios para la participación en mercados existentes y emergentes, como se referencia en la figura 1. Figura 1. Agregación de usuarios para la participación en mercados diferente tipo (elaboración propia) Autoridades en diferentes países han señalado la importancia de promover la participación de los usuarios finales en los mercados de energía, de tal manera que se puedan crear los mercados necesarios o suprimir las barreras comerciales para permitir la participación de comunidades locales de energía [6]. Esta promoción de los consumidores y la intención de posicionarlos en el centro de los mercados de energía puede ser realizada desde perspectivas individuales o a través de mecanismos de agregación. En ese contexto, los ORs son exhortados a enfrentar los retos asociados a la explotación de energía renovable local y a generar esquemas de coordinación entre consumidores y nuevos actores. Este cambio de paradigma hacia las redes eléctricas inteligentes, permite a los consumidores aprovechar la producción local para a) el autoconsumo y b) la participación en el mercado, de tal forma que puedan convertirse además en prosumidores potenciales. En este proyecto, un prosumidor está definido como un consumidor capaz de generar su propia energía, con especial énfasis en la producción in situ por medio de energía solar fotovoltaica a pequeña escala [7]. Las recomendaciones actuales se centran en permitir que los usuarios potenciales puedan actuar como actores claves en el proceso de transición energética, incorporando tecnologías de almacenamiento, desarrollando compromisos entre prosumidores y agregadores, permitiendo que usuarios finales puedan participar en el mercado con remuneración adecuada por su flexibilidad [8]. Con el fin de contribuir en las direcciones mencionadas y las prioridades definidas, nuevos modelos matemáticos que permitan manejar de forma óptima los recursos de los prosumidores deben ser desarrollados. Dado que la participación directa de prosumidores puede encontrar barreras, los agregadores aparecen como un mecanismo para cerrar la brecha. Además de lo anterior, se deben incorporar las fuentes de incertidumbre en los modelos con el fin de cuantificar de manera adecuada la flexibilidad disponible en los procesos de toma de decisiones. Este proyecto pretende proponer un modelo de optimización que tenga en cuenta los objetivos de los prosumidores y agregadores, entendiendo que cada actor puede perseguir objetivos de diferente naturaleza. Por un lado, el agregador buscar maximizar su ingreso a través de la venta de servicios de flexibilidad a los mercados establecidos o de manera local a los operadores de red. Por otra parte, los prosumidores están más interesados en reducir su factura de electricidad por medio de mecanismos de respuesta de la demanda y/o la disponibilidad de energía local proveniente de fuentes renovables o dispositivos de almacenamiento. En dicho modelo matemático se debe tener también en cuenta la incertidumbre que proviene de diferentes fuentes: energías renovables, consumo de electricidad local, precio de la energía, servicios requeridos por el mercado. Bibliografía [1] A. M. Carreiro, H. M. Jorge, and C. H. Antunes, “Energy management systems aggregators: A literature survey,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 73, pp. 1160 – 1172, 2017. [2] M. Alizadeh, M. P. Moghaddam, N. Amjady, P. Siano, and M. Sheikh-El-Eslami, “Flexibility in future power systems with high renewable penetration: A review,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 57, pp. 1186 – 1193, 2016. [3] A. Ramos, C. D. Jonghe, V. Gómez, and R. Belmans, “Realizing the smart grid’s potential: Defining local markets for flexibility,” Utilities Policy, vol. 40, pp. 26 – 35, 2016. [4] J. Wang, H. Zhong, W. Tang, R. Rajagopal, Q. Xia, C. Kang, and Y. Wang, “Optimal bidding strategy for microgrids in joint energy and ancillary service markets considering flexible ramping products,” Applied Energy, vol. 205, pp. 294 – 303, 2017. [5] P. Olivella-Rosell, E. Bullich-Massagué, M. Aragüés-Peñalba, A. Sumper, S. Ødegaard Ottesen, J.-A. Vidal-Clos, and R. Villafáfila-Robles, “Optimization problem for meeting distribution system operator requests in local flexibility markets with distributed energy resources,” Applied Energy, vol. 210, pp. 881 – 895, 2018. [6] European Commission, “Proposal for a regulation of the European Parliament and of the Council on the internal market for electricity,” Brussels, 2016. [7] The European Commission, Study on “Residential Prosumers in the European Energy Union”. The European Commission, 2017. [8] C. Correa-Florez, A. Michiorri and G. Kariniotakis, "Optimal Participation of Residential Aggregators in Energy and Local Flexibility Markets," in IEEE Transactions on Smart Grid, vol. 11, no. 2, pp. 1644-1656, March 2020.